¿Por qué está parada la Unidad I de Almaraz?

La tarde del pasado viernes, la Unidad I de la Central de Almaraz paró de forma programada. No fue ni porque tuviera que hacerlo para recargar combustible, algo que efectúa periódicamente cada año y medio, ni porque hubiese sucedido ninguna incidencia. Fue para no producir a pérdidas. En cuatro décadas de operación comercial de este reactor, es un hecho que nunca se había registrado y que coincidió, además, con la parada de otra planta nuclear, la de Cofrentes (Valencia), por los mismos motivos.

El desencadenante que llevó a desconectar ambas instalaciones fue la sucesión de borrascas que han atravesado la Península Ibérica, con las consiguientes rachas de viento, que han disparado la generación eólica; y lluvias, que han seguido llenando los pantanos que aportan la generación hidroeléctrica. Estas tecnologías llevaron el mercado a cotizar por debajo de los costes variables de operar las plantas.

De hecho, una tercera central, la de Ascó (Tarragona) solo continuó funcionando después de que Red Eléctrica de España (REE) no permitiese paralizar la actividad de sus dos reactores para garantizar la seguridad de suministro en el mercado catalán. En el resto del parque nuclear también hubo bajadas de carga. El día 8 de marzo a las 11 de la noche se marcó un mínimo histórico de producción con tan solo 3.000 megavatios (MW) acoplados en el mercado diario. Lo habitual son 7.000.

De momento, no se ha informado de qué día volverá a conectarse a red la unidad I de la planta cacereña. Pero, ¿es la abundante y barata energía renovable que ha traído la climatología la única causa de que haya habido que pararla? Las fuentes del sector energético consultadas por este diario apuntan otras dos: la bajada de la demanda y, sobre todo, la elevada carga fiscal que soportan estas instalaciones y que deja de hacerlas rentables en circunstancias como esta. Esto son, con algo más de detalle, los factores que han llevado a esta situación.

1 Desplome del precio de la electricidad

El precio diario de la luz por horas se fija en el ‘pool’ eléctrico, el mercado mayorista en el que se compra y se vende la electricidad. Desde el pasado 21 de febrero la media se ha situado en 10 euros por megavatio-hora (MWh) por las elevadas aportaciones de energía eólica e hidráulica y por la baja demanda. El pasado viernes se desplomó hasta 1,7 euros. El sábado, la central de Ascó, a la que se había denegado la parada voluntaria, comunicaba que uno de sus reactores lo había hecho de forma automática por el fallo de una válvula. Con casi la mitad de parque nuclear español sin producir, el precio ha subido desde el lunes por el menor viento. No obstante, es estos bajos niveles de precios podrían prolongarse las próximas semanas: marzo y abril son meses propicios para la energía eólica, a lo que se añade que es también a estas alturas del año cuando la fotovoltaica comienza a incrementar de forma más significativa su contribución al ‘mix’.

2 La elevada carga fiscal del sector

 «En el escenario de precios de mercado actual, y su previsible evolución a futuro por la creciente penetración de energías renovables, las centrales nucleares se enfrentan a un escenario de insuficiencia de ingresos para la recuperación de inversiones», se asegura en un informe que ha publicado recientemente la consultora PwC. Estas plantas, se arguye, «no disponen de capacidad de competir en el mercado eléctrico en igualdad de condiciones que el resto de tecnologías, ya que, por naturaleza son precio aceptantes, es decir, ofertan la energía a 0 euros MWh y reciben el precio que marca el mercado».

El mercado mayorista europeo obliga a los productores de energía a declarar sus costes variables y asigna la generación a aquellas que los tienen más bajos. Es la forma de cerciorarse de que las instalaciones que producen la energía son las más baratas. En este contexto, la elevada cuota renovable está fijando en el ‘pool’ unos precios inferiores a los costes variables de la producción nuclear. ¿Y cuáles son estos costes? Por un lado, está el combustible nuclear, el uranio con el que se genera la energía en el reactor. Pero en este capítulo también se incluyen lo que desde el sector se considera la desmedida carga fiscal que soportan estas plantas. «Nos están breando a impuestos. Somos el ‘patito feo’ para las autoridades fiscales», sentenció en septiembre pasado Ignacio Araluce, presidente de Foro Nuclear, la entidad que representa los intereses de este sector en España, informa Europa Press. Los tributos (Impuesto a la generación, Impuesto nuclear, tasa Enresa y Ecotasa, entre otros), suman 25 euros por MWh, por encima del ingreso neto que las centrales obtendrían del mercado en momentos como este. Por tanto, las nucleares son desplazadas por otras tecnologías. 

3 Más limitaciones para regular la generación

Por otro lado, las centrales nucleares tienen mayores limitaciones técnicas que otras tecnologías tanto para regular su nivel de producción como para detenerla completamente y arrancar después. Por eso tienen la posibilidad de realizar lo que se denomina ‘ofertas complejas’ en el mercado (en las que los generadores pueden incluir determinadas condiciones), con el fin de garantizar al menos un funcionamiento parcial. Esto explica por qué parte del parque nuclear no ha dejado de inyectar electricidad a la red, aunque sus costes sean superiores al precio del ‘pool’. Las plantas, en cualquier caso, siguen disponibles para volver a funcionar o incrementar su producción, las que la han reducido temporalmente, cuando sea necesario para cubrir la demanda.

4 El escenario que se plantea de cara al futuro

«La pérdida de competitividad del parque nuclear por la elevada carga fiscal (…) compromete su viabilidad y podría tener repercusiones en el precio de la electricidad», se asevera en el citado informe de PwC. En él también se sostiene que este escenario puede traducirse en «una pérdida de competitividad a nivel país en la carrera por atraer nueva industria con objetivos ambiciosos de descarbonización», porque, como las renovables, la nuclear es también una energía libre de emisiones de dióxido de carbono.

El Gobierno había planteado aplicar una fuerte subida de casi el 40% de la tasa que pagan las centrales nucleares para financiar los costes de desmantelar todos los reactores, de construir los almacenes individualizados de combustible gastado y de gestionar durante décadas todos los residuos radiactivos.

El sector advirtió a finales de febrero que este planteamiento pondría en riesgo la continuidad de las centrales. De momento, el Ministerio para la Transición Ecológica ha aparcado la propuesta para abrir un nuevo proceso de consulta pública previa en el que los actores implicados puedan dar su opinión. Pero si acaba tramitándose en parecidos términos, la situación podría complicar más todavía la continuidad de las plantas, apenas a tres años y medio vista de que, si no hay cambios, arranque el calendario para su cierre –precisamente, con Almaraz I.

Prescindir de ellas a día de hoy, advierten los defensores de esta tecnología, obligará a que, cuando el sol y el viento no den para cubrir la demanda eléctrica, haya que recurrir a la producción con gas, lo que supone aumentar las emisiones, y a las importaciones.

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