Las eléctricas piden negociar un precio fijo para la energía nuclear

¿Recuerdan Filomena y la subida de la luz? Imaginen ese evento en el futuro, sin centrales de carbón que puedan amortiguar la subida del precio del gas ante la demanda de los ciclos combinados. Vayan incluso más allá, piensen en una ola de frío sin centrales nucleares capaces de generar electricidad bajo cualquier circunstancia meteorológica.

El precio del mercado diario se traslada directamente a un 10% de la energía que se consume en España. Se trata del PVPC, que está afectado por la evolución de los precios del mercado mayorista. Un 10% parece poco, pero son unos 11 millones de consumidores domésticos. El 90% restante tienen contratos en los que se garantiza el precio final de la energía todo el año. Así que uno de cada tres clientes sí se ve afectado por la variación de los precios de la energía a lo largo del año. Se estima que el impacto de Filomena en la factura de enero de un consumidor medio del PVPC apenas supone unos 7 euros de más. Pero sin carbón para quemar la cosa cambia. El día 8 de enero, uno de los de mayor demanda durante la ya lejana ola de frío, si no hubiera sido por el carbón, los precios de la electricidad habrían sido superiores. Ese día, el 70% de la producción térmica era carbón. ¿Y sin nucleares? Multipliquen esos 7 euros de más varias veces en su factura.

Sin embargo, las centrales nucleares tienen también fecha de caducidad. Según el calendario fijado, la primera en cerrar en 2027 será Almaraz, seguida de Almaraz II, que quedará clausurada en 2028 y Ascó I, en 2029. En 2030 cerrará Ascó II. Cofrentes y Valdellós, pararán en 2033 y 2034, y Trillo lo hará en 2035, poniendo fin a la nuclear en España.

Mientras, esta tecnología seguirá siendo clave en la transición energética para abaratar costes. Pero ¿aguantarán las nucleares abiertas produciendo a pérdidas? Los costes operativos y los impuestos de las nucleares se han disparado en los últimos años, y los ingresos han caído. Si tomamos como ejemplo las centrales de Endesa, el coste final de la generación nuclear en sus plantas asciende a 56 euros por megavatio hora, incluyendo los costes de capital. Si se tienen en cuenta los costes operativos, sumando solo los gastos por mantener operativa la central, los costes fijos y recurrentes y los impuestos, el coste asciende a 45 euros por megavatio hora. De estos, 21,4 euros son impuestos.

La cotización de los precios de la energía eléctrica para los próximos años en los mercados augura una producción a pérdidas para las nucleares con el abaratamiento de costes por la entrada masiva de renovables sin costes de combustibles (el viento y el sol salen gratis, por ahora) y con mantenimientos más baratos. En 2022, se espera un precio de 47,2 euros MW/h. En 2023, se estima un precio de 43,35 euros MW/h y de 42,2 euros para 2024. Con estas premisas, el próximo año las nucleares podrían recuperar la totalidad de los costes operativos. Pero en 2023 y 2024 los precios están por debajo de 45 euros. Las centrales no solo no recuperarán los costes de inversión, tampoco los costes operativos de producción de energía.

Las nucleares se quejan de que la supuesta sobre retribución a las eléctricas es una leyenda urbana. «Apuntan a la generación nuclear y dicen que los costes son de 15 euros MW/h. Esos son los costes variables de explotación, pero luego hay costes fijos e impuestos. Así que cuando algunos piden una reforma del mercado porque hay sobre-retribución deberían explicarlo porque no existe», afirman fuentes de Endesa.

En Francia, donde la generación nuclear es dominante y se están negociando precios regulados de generación nuclear, no tienen los 13,4 euros de impuesto nuclear y los costes totales en lugar de ser 56 euros son 43 euros MW/h. De acuerdo a esos 43 euros, se analizan precios regulados en una horquilla de entre 45-50 euros el MW/h.

El precio del mercado a corto plazo también afecta a los comercializadores o a los generadores que venden esa energía. Todo depende de la posición neta en el mercado, la mayoría vende la generación que tiene y compra la energía que necesita. Ese volumen de compra-venta va cambiando, dependiendo de la cartera de cada comercializadora, tanto en generación como en clientes. La subida de precio beneficia a los generadores.

Mercados de capacidad donde cabe la hidráulica

Las grandes eléctricas tienen una posición comercial muy fuerte y su generación no es suficiente para cubrir todas sus necesidades de demanda, por lo que deben comprar más de lo que producen. Ese riesgo se cubre con los mercados a plazos, pero hay una pequeña parte que queda expuesta. Así, los eventos puntuales como Filomena son dañinos para las grandes eléctricas, que se ven obligadas a comprar energía a unos precios alterados. Ante esos picos, el mercado debe tirar de la producción gestionable, sobre todo térmica, lo que se ve afectado a su vez por los precios del mercado del gas. En 2020, el precio de los ciclos combinados de gas ha estado por debajo de los precios del carbón, incluidos los costes de combustible y de emisión de CO2, pero ante eventos como Filomena se eleva el precio del gas por la demanda.

El cierre de las centrales de carbón dejará la cobertura de la demanda en esos eventos a merced de los ciclos combinados, lo que hará que haya picos de precios con mayor frecuencia. ¿Cuáles son las alternativas? Las grandes eléctricas apuestan por mercados de capacidad para amortiguar los picos de precios en momentos de estrés que disparan la producción térmica. El producto consiste en «opciones de confiabilidad», donde la asignación del servicio se realiza por subasta y los adjudicatarios se comprometen a tener la potencia disponible cuando el precio supera cierto umbral.

En esos momentos, asumen que va a percibir los ingresos de ese umbral y no los que marca el mercado. La producción hidráulica, que podría entrar también en generación a pérdidas, se incorporaría a ese mercado regulado junto a la nuclear.