J. Guillermo Sánchez León

Algunas encuestas señalan que la mayoría de los pequeños consumidores creen que su factura de la luz ha subido. En realidad afecta a menos del 40 %, los acogidos al mercado regulado (PVPC). No es extraño que sea así pues, desde mediados de 2021 y especialmente en las últimas semanas, prácticamente todos los días los telediarios, los boletines de radio y los periódicos abren sus ediciones con la noticia del precio alcanzado por la energía en el mercado mayorista y del nuevo récord histórico batido.

Actuar pensando en el corto plazo al final no sale rentable

En España, el precio de la luz suele ser objeto de confrontación política. Además, en situaciones de alarma social, los gobiernos se sienten abocados a tomar medidas inmediatas, en lugar de establecer políticas energéticas consensuadas para periodos razonablemente largos.

En el pasado reciente hubo gobiernos que limitaron el precio de la luz trasladando el déficit a años posteriores. Otros, crearon primas a las renovables que aún se están pagando y que obligaron a tomar medidas urgentes para evitar el colapso del sistema.

Uno de los pocos casos en los que los grupos políticos españoles se pusieron de acuerdo en temas energéticos y tuvieron visión a largo plazo fue sobre la necesidad de construir un almacén temporal centralizado (ATC) en Villar de Cañas (Cuenca), para el combustible utilizado en los reactores nucleares y los residuos de alta actividad que actualmente se custodian en Francia y por los que España debe pagar una penalización de más de 75 000 euros al día.

El acuerdo duró unos años, en los que se gastaron varios cientos de millones de euros, pero el proyecto quedó paralizado porque el Gobierno de Castilla La Mancha consideró que ese ATC pondría en peligro la riqueza medioambiental de la zona. Naturalmente, los sobrecostes generados los asume la factura eléctrica.

Un decreto de urgencia

El Gobierno de España acaba de promulgar el Real Decreto Ley 17/2021, de 14 de septiembre, de medidas urgentes para mitigar el impacto de la escalada de precios del gas natural en los mercados minoristas de gas y electricidad. Al menos una parte de lo que contempla esta norma formaba parte de un proyecto de ley que ya estaba en trámite. Pero el Gobierno no ha podido resistir la presión del telediario y ha promulgado este decreto de manera urgente.

En este artículo voy a centrarme exclusivamente en analizar lo que, en la práctica, es un gravamen a la energía nuclear y que en el decreto se presenta bajo el título: “Mecanismo de minoración del exceso de retribución del mercado eléctrico causado por el elevado precio de cotización del gas natural en los mercados internacionales”.

La energía nuclear y la generación eléctrica

La energía nuclear es la primera fuente de electricidad en España. Actualmente están operativos 7 reactores:

• Almaraz 1 y 2.
• Asco I y II.
• Cofrentes.
• Trillo.
• Vandellós II.

En conjunto, produjeron 55 757 GWh el año 2020, que equivalen al 22 % del total de energía eléctrica en España, y lo hacen con una capacidad instalada de apenas 7,1 GW. Si esta energía hubiese sido generada con gas habría supuesto la emisión de aproximadamente 14 millones de t de CO2.

El siguiente tipo de energía en volumen de generación eléctrica es la eólica, que produce un poco menos que la nuclear pero con una capacidad instalada cuatro veces mayor. Aunque es probable que esta situación cambie en breve, pues el parque eólico está en plena expansión.

Hay un hecho que hace imbatibles a las centrales nucleares: trabajan a plena potencia de forma continuada. Esta situación queda reflejada en el siguiente gráfico:

Los pocos intervalos en los que se ve una ligera disminución de la energía nuclear coinciden normalmente con la parada de algún reactor para realizar la recarga de combustible (que se prevé con meses de antelación), tiempo que se aprovecha para realizar modernizaciones en las instalaciones. En el mismo gráfico se puede observar la alta variabilidad e impredecibilidad de las renovables que ya explicamos en otro artículo.

Un sector que ha ganado en eficiencia y supervisión

Entre los numerosos tópicos que hay sobre las centrales nucleares el más utilizado estos días es el de que, una vez construidas, su coste de operación es prácticamente cero. Como ya están amortizadas, se dice, al percibir lo que les corresponde según el precio marginal fijado en la subasta en el mercado mayorista se trata de beneficios caídos del cielo.

La realidad es otra. Es cierto que el coste del combustible nuclear es muy bajo. Un reactor tipo consume menos de 20 toneladas de uranio al año frente a los muchos miles de toneladas de combustible de las centrales de gas. Además, su precio es proporcionalmente mucho más bajo. Sin embargo, los reactores se han visto envueltos en costes adicionales no previstos en el momento de su construcción, la mayoría relacionados con la seguridad de las instalaciones y con los aumentos de potencia y eficiencia que han experimentado.

Cuando los reactores se pusieron en marcha su potencia era aproximadamente un 10 % menor que la actual. Paraban cada 12 meses durante 2 o 3 meses para recargar combustible. Ahora la mayoría para un mes cada año y medio (Almaraz 1, Ascó I y Cofrentes lo harán entre octubre y diciembre). Además, la energía obtenida por kilogramo de uranio (grado de quemado) era casi la mitad que ahora.

Todos estos cambios han permitido que la energía que producen anualmente haya pasado de cerca de 35 000 GWh a 56 000 GWh. Esto coloca a los reactores españoles entre los primeros del mundo por su factor de carga.

Además, al consumir menos uranio para generar la misma energía, el volumen de residuos radiactivos (el combustible gastado) se ha reducido considerablemente. Naturalmente, todo esto ha requerido la realización de grandes inversiones para la mejora de las centrales.

Los reactores deben renovar sus licencias de operación cada 10 años y este es un proceso que habitualmente obliga a introducir nuevas medidas de seguridad, requeridas por el Consejo de Seguridad Nuclear.

Las centrales españolas están atravesando un momento clave. Ahora están inmersas en el proceso de obtención de su última licencia (así lo acordaron las compañías eléctricas con el Estado) y ello supondrá inversiones de al menos 3 000 millones de euros más.

La previsión es que, tras esta última renovación, las centrales se irán cerrando paulatinamente desde 2027 (Almaraz 1) a 2035 (Trillo). Entonces habrán cumplido aproximadamente 50 años de operación, menos de los 60 años que en la actualidad se considera la vida normal de un reactor. Esta situación, como veremos, puede cambiar por el conflicto entre el Gobierno y las eléctricas.

Los reactores no emiten gases invernadero (y eso les puede costar caro)

Una de las causas de la subida en el precio de la electricidad es el aumento de la demanda de energía que, durante semanas, ha coincidido con una menor disponibilidad de fuentes renovables, lo que ha hecho necesario recurrir a la producción en centrales de ciclo combinado que producen electricidad a partir del gas.

Esta situación se ha repetido en gran parte de Europa occidental. El precio del gas se ha disparado y otro tanto ha ocurrido con los derechos de emisión de CO₂, asociados a la quema de combustibles fósiles (como el gas).

Ahora, el término beneficios caídos del cielo se está aplicando al ahorro que tienen las nucleares por no tener que comprar derechos de CO₂. Las centrales nucleares no emiten CO₂ por lo que el real decreto ley considera que, al no tener este gasto, se debe sustraer a las centrales nucleares la retribución que reciben y las penaliza por no emitir CO₂, a la vez que señala que el cobro de esos derechos esta destinado a fomentar energías no emisoras de CO₂.

Es el Estado el que percibe los derechos de CO₂ y el propio real decreto ley declara que se han obtenido por esta vía muchos más ingresos de los previstos, de los que “2 000 millones de euros (estarán) destinados a la reducción automática de los cargos del sistema eléctrico”.

Aunque es cierto que los aumentos en el precio de la electricidad están motivados por la subida del gas en los mercados internacionales, normalmente el gas no marca el precio marginal de la electricidad en el mercado mayorista. En el siguiente gráfico se puede ver que en agosto la energía hidráulica fue la que marcó el precio final la mayoría de las veces (frecuentemente ocurre así por razones técnicas).

Ahora bien, si el precio en el mercado mayorista no lo establece una fuente no emisora de CO₂, ¿cómo puede decirse que se realiza una sustracción en la retribución debida al efecto del pago de derechos de emisión de CO₂?

Aunque las empresas eléctricas no contaban con los ingresos extra generados por la subida en los precios al renovar la vida útil de sus centrales nucleares, tampoco contaban con otros sobrecostes posteriores (como, por ejemplo, el nuevo impuesto a las nucleares de la Generalitat de Cataluña).

Sin beneficios extra, surge la amenaza de cierre

Tras el anuncio del Gobierno de reducir sus beneficios, la primera reacción de las empresas eléctricas fue anunciar que procederían al cierre de las centrales nucleares con el argumento de que, para que el funcionamiento de los reactores sea rentable, el precio del MWh debe estar en torno a 60 euros (entre 20 y 25 €/MWh se destinarían al pago de tasas e impuestos).

También alegan que la previsión es que el precio de la electricidad baje de 45 €/MWh en un par de años, y en eso coinciden con el mercado de futuros. Además, argumentan que una parte de lo generado por las nucleares está ya vendido en contratos a plazo, fuera del mercado mayorista y a un coste considerablemente menor, lo que hace que muchos clientes del mercado libre puedan tener en estos momentos precios fijos menores que los de tarifa PVPC.

Algunos gestores de las eléctricas con centrales nucleares afirman que esta energía genera grandes incertidumbres, que afectan a su valoración, debido a la inseguridad jurídica que la rodea. Y para empresas que cotizan en bolsa esto es una rémora, incluso aunque esas centrales les den beneficios. De cara a los accionistas es mucho mejor invertir en fuentes de energía con buena imagen, que atraigan nuevos fondos y subvenciones.

Hay quienes ven un farol en la amenaza lanzada por las eléctricas. Pero España tiene un precedente: el cierre de Garoña. Esta central había recibido la autorización para seguir funcionando y todo estaba listo para que así fuese pero simultáneamente se impuso una nueva tasa a las nucleares y los propietarios de la central renunciaron a seguir operándola. Así que pasó a manos de la empresa publica ENRESA para su desmantelamiento.

Desde un punto de vista técnico este cierre fue un error, pues en el reactor quedó material radioactivo a medio quemar. La vida útil de una central debe programarse con antelación para aprovechar al máximo el combustible.

Lo mismo pasó en Alemania. En 2011, tras el tsunami que afectó a los reactores de Fukushima, se pararon de forma inmediata 8 reactores y se aceleró la previsión para el cierre de otras. En la práctica, y para poder satisfacer la demanda energética, fueron sustituidas por centrales de carbón que hicieron de Alemania uno de los grandes emisores de CO₂ de Europa.

La detracción de beneficios a las centrales nucleares y la amenaza de cerrarlas hacen probable que se avecine un conflicto jurídico entre las eléctricas y el Gobierno de España.

Una fuerza laboral cualificada y experta

En esta guerra habrá perdedores seguros. El sector nuclear ocupa, directa o indirectamente, a unos 28 000 trabajadores altamente cualificados, sumidos en la incertidumbre. Lo sé porque trabajé en la empresa pública española ENUSA, que fabrica combustible para reactores nucleares y da soporte a centrales nucleares de toda Europa.

Esta empresa vende dos tercios de su producción en el exterior, gran parte a centrales nucleares de Francia, de donde parte regresa convertida en energía eléctrica (aunque menos de la que podría por la escasa interconexión existente).

Si se cierran estas centrales España perderá, “como lágrimas en la lluvia”, el enorme conocimiento de estos trabajadores. Las centrales nucleares son una fuente de energía que tarde o temprano necesitaremos. Mientras que los viejos reactores de la actualidad solo utilizan el 1,5 % de la energía potencial del combustible, en las regiones del mundo en crecimiento se preparan para poner en marcha nuevas y mejores centrales.

De hecho, el empresario y filántropo Bill Gates ha hecho grandes inversiones en esta tecnología. Y en pocos días empezará a funcionar en China un reactor de nuevo diseño.

Lo que marca el precio de la energía y sus vaivenes es la dependencia de fuentes externas, particularmente del gas. Si se quiere evitar esta dependencia y mitigar los efectos del cambio climático, renovables y nucleares deben poder convivir y complementarse. Ante los desafíos a los que nos enfrentamos debe haber sitio para todos.

Sobre el autor: J. Guillermo Sánchez León es ingeniero técnico de mínas, físico, doctor en matemáticas y profesor del máster de modelización matemática de la Universidad de Salamanca

Este artículo fue publicado originalmente en The Conversation. Artículo original.