Cuando España apostó por las renovables, lo hizo en plena moratoria nuclear, en la que se paralizó la construcción de cinco centrales por criterios estrictamente políticos, y con el carbón nacional como respaldo. Luego, el comodín pasó a ser el gas natural. Hay 26 gigavatios en España de ciclos combinados para soportar ese respaldo, lo que equivale a 26 centrales nucleares. ¿El problema? Contaminan y deben pagar derechos de emisión de CO2 con una materia prima muy volátil y cada vez más cara, lo que ha llevado el precio del megavatio hora a rozar los 200 euros. Y como el consumo de los hogares se traspasa a las noches, con lavadoras y friegaplatos noctámbulos, resulta que ahora también los precios de la electricidad salen caros por la noche, cuando no hay sol ni viento y son la nuclear, que opera en todo momento, y los ciclos combinados los que dan cobertura.

España apostó por el gas natural y desechó las nucleares. El resultado es que mientras Francia tiene 57 centrales y su energía es de media un 25% más barata que en España y países como Corea del Sur dispone de 24 y construye otras cuatro, en España hay 7 reactores operativos que cerrarán en 2035 pese a que la nuclear lleva diez años consecutivos a la cabeza de la producción eléctrica en España, siendo responsable del 33% de la electricidad sin emisiones y con el 90% de las horas del año en funcionamiento.

Si la nuclear es clave en la transición energética e incluso podría ahorrarnos mucho más si se hubiera apostado por ella en vez de por el carbón y el gas, ¿por qué el Gobierno ha abierto una guerra con las eléctricas recortando su retribución y llevando a estas plantas a operar casi a pérdidas? En junio, el Gobierno anunció la tramitación de un rejonazo de 1.000 millones a los que ahora se suman la confiscación, hasta la próxima primavera, de unos 2.600 millones de beneficios obtenidos por las eléctricas como consecuencia de los altos precios de la luz.

Los precios de la electricidad vienen marcados por aquellos a los que cierre la tecnología más cara en generar electricidad, habitualmente los ciclos combinados, que a los costes derivados de la contaminación que generan –derechos de emisión de CO2– suman los de la propia materia prima, el gas, con una evolución alcista tras el paulatino regreso a la normalidad. Todos los demás precios se casan en función del más caro (mercado marginalista), por lo que las nuclear e hidráulica, con un precio de producción inferior y con sus costes de inversión amortizados, según entiende el Gobierno, recogen una retribución adicional, los llamados «beneficios caídos del cielo», que en función de los precios actuales por la emisión de CO2 de unos 50 euros por tonelada suponen esos primeros 1.000 millones de recorte.

Pero las nucleares contraatacan contra el anteproyecto de ley. El sector ha advertido al Ejecutivo que las centrales, cuya inversión anual es de cerca de 300 millones de euros, no están amortizadas como sugiere la ministra de Transición Ecológica, Teresa Ribera. Además, recuerdan que la generación nuclear está actualmente en pérdidas como consecuencia de una tributación que califican de “desproporcionada, discriminatoria y confiscatoria”.

Los costes operativos y los impuestos de las nucleares se han disparado en los últimos años y los ingresos han caído, denuncian. 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.

Desde el año 2005, tomado como referencia en el anteproyecto de Ley, y hasta 2021, los tributos que soportan las instalaciones de generación nuclear se han incrementado en cerca de 20 euros el megavatio hora, representando el 60% de sus ingresos en 2020.

La nuclear asegura que las plantas no están amortizadas y que, en los balances y cuentas de resultados auditados de las empresas propietarias de las centrales, conocidos por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, el inmovilizado pendiente de amortizar es superior a 5.500 millones, con más de 3.000 millones invertidos solo en los últimos 10 años. Asimismo, desde ahora hasta el final de su funcionamiento será necesario invertir en torno a 3.000 millones para mantener las unidades en óptimas condiciones de seguridad y fiabilidad.

En 2020, y como consecuencia de los bajos precios de la electricidad, las centrales nucleares tuvieron un flujo de caja negativo de unos 500 millones, de acuerdo con el informe de PwC para Foro Nuclear, y unas pérdidas superiores a los 1.000 millones. Con el anteproyecto de Ley enviado al Congreso, dicho flujo de caja negativo se habría incrementado significativamente, al haber estado el precio de los derechos de emisión de CO2 en un precio promedio de 25 euros por tonelada.

Ante esta situación, las nucleares se plantan y amenazan con cerrar si el Gobierno no da marcha atrás. ¿Pueden hacerlo? El Gobierno lo niega, pero las eléctricas sí pueden solicitar el cierre. Otra cosa es que se les dé autorización. “Claro que podemos pedirlo, ¡faltaría más! ¿Se imagina que el Gobierno le obliga a mantener abierto su comercio perdiendo 5.000 euros todos los meses? Así durante diez años ¿Cómo me va a obligar a arruinarme?”, asegura a LA RAZÓN Ignacio Araluce, presidente de la patronal nuclear.

Pero es que, además, las eléctricas tienen otro “as” en la manga. Aunque Endesa, propietaria casi en su totalidad de la central de Ascó (Tarragona) ya ha pedido la renovación de la licencia de explotación hasta 2031 y ha recibido el visto bueno del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), el proceso aún podría paralizarse. El plazo de explotación de los dos reactores (el primero es propiedad al 100% de Endesa, y del segundo Iberdrola tiene un 15%) expira el próximo 22 de septiembre, por lo que la resolución definitiva para prologar 9 años más su actividad para la unidad 1 y 10 años para la unidad 2 debería tomarse en estas semanas por el Ministerio de Transición Ecológica de Ribera.

Y además queda la central manchega de Trillo, cuyo plazo de explotación expira en noviembre de 2024 y sobre la que no se ha solicitado aún la prórroga. Es cierto que hay margen suficiente para iniciar la tramitación, hasta 2023, pero sus propietarios (Iberdrola al 49%, Naturgy 34,5%, EDP 15,5% y Endesa 1%) podrían golpear no solicitando la renovación de la autorización. “No contemplo un cierre adelantado de las centrales ni tampoco que no se pida la renovación de la autorización de explotación de Trillo, pero porque considero que España no puede permitírselo. La nuclear es una tecnología fundamental en la transición energética, como reconoce el propio Gobierno. Ahora bien, si no se hace nada y se cumplen las previsiones de precios para el mercado nuclear no habría viabilidad. Entiendo que si las centrales fueran públicas podrían operar a pérdidas porque las financiaría el Estado, pero una empresa privada no puede permitirse ese lujo”, añade Araluce.

La nuclear es tan crucial que las paradas de recarga de combustible previstas en noviembre en los reactores uno de las centrales de Almaraz y Ascó, y el de Cofrentes pone los pelos de punta al Gobierno por la tensión adicional que generará en el precio de la luz. Tanto que se está pensando en demorar la parada de Cofrentes.

Pero, ¿cuánto impacta la parada de un reactor en el precio de la luz? “Es complicado hacer la cuenta de un reactor. Habría que analizar el momento en el que se para, los precios de las materias primas en los mercados. Sin embargo, calculamos que con una parada de los 7 reactores el precio subiría un 20% y ese sería el mal menor. Lo más preocupante sería la garantía del suministro, que estaría en serio peligro y que se dispararían las emisiones de CO2, porque habría que tirar más de los ciclos combinados, lo que nos llevaría a épocas pasadas”, explica Araluce.

“La transición energética se basa en ir montando cantidad de renovables, sobre todo fotovoltaica y eólica, mientras se para el carbón. Si hubiera que cerrar nucleares antes del calendario de cierre fijado entre 2027 y 2035, el sistema no estaría preparado”, remarca el presidente de Foro Nuclear.

Las eléctricas piden negociar un precio fijo para sobrevivir. En un reciente informe sobre fiscalidad nuclear PWC resaltaba que “el contexto de mercado futuro conduce a las nucleares españolas a la quiebra técnica, con destrucción de caja acumulada de 2.400 millones, por lo que urge, al igual que se ha hecho en otros países europeos, plantear soluciones de viabilidad que les garanticen un resultado unos 5 euros MWh superior, para no operar a pérdidas, y hasta de 15 MWh.

En Francia, donde la generación nuclear es dominante, no tienen los 13,4 euros de impuesto nuclear y los costes totales en lugar de ser 56 euros son 43 euros MWh, el precio fijo es de 49 euros el MW/h. “Se debería actuar en los dos frentes: rebaja impositiva y precio fijo. Pero a este nivel impositivo, proponemos una venta avalada por el Gobierno para cubrir el PVPC (la tarifa regulada) a 57-60 euros MWh, lo que evitaría los vaivenes en los precios diarios”, indica Araluce.