El Gobierno reconoce a la UE el riesgo de apagones en España por el cierre nuclear

La fisión de solo un gramo de uranio 235 libera la misma energía que la combustión de 2,7 toneladas de carbón o 2 toneladas de petróleo: 24,5 megavatios a la hora. Sin emisiones de CO2, el objetivo final de la transición energética. Y eso teniendo en cuenta que por cada tonelada de uranio solo extraemos el 6% de su energía.

Esto se traduce en que una de cada cinco veces que se enciende la luz en España, se consume energía nuclear. El uranio es responsable del 22% del «mix» eléctrico desde hace diez años (20,26% el pasado ejercicio), con solo el 6,5% de la potencia eléctrica instalada. Supuso el 31,75% de la energía libre de dióxido de carbono, lo que implica que evitó en 2022 la emisión de 20 millones de toneladas de CO2, una columna gigantesca de aquí a la Luna, según el informe anual del Foro Nuclear.

Sin ir más lejos, en el acumulado de este 2023 la nuclear es la segunda tecnología con mayor peso en el «mix» energético, el 20% del total, por detrás de la eólica y por delante de los ciclos combinados de gas, a tenor de los datos de Red Eléctrica. Pero entre 2027 y 2035 dejarán de funcionar estos siete reactores. Si hoy se desconectaran todos, España quedaría sumida en el caos y los apagones serían el pan nuestro de cada día. Este escenario apocalíptico se generaría por tres factores.

El gas será el único respaldo

El primero, que nuestro sistema eléctrico no tiene aún otra tecnología de respaldo con suficiente potencia como para abastecer la demanda a todas horas. Porque cuando las renovables no llegan, es la nuclear la que alimenta al país. Los ciclos combinados, el gas en definitiva, están llamados a sustituir a la nuclear en esta función de comodín, pero hoy por hoy se quedan cortos según un informe de PwC para Naturgy publicado esta semana.

La segunda razón es que las actuales redes eléctricas no están preparadas para un escenario de generación eléctrica super atomizado, con centenares de plantas dispersas tratando de suministrar lo que antes surgía de esas siete plantas, situadas estratégicamente en el mapa para llegar a casi cualquier rincón del país sin perder potencia. Fuentes del sector aseguran que el actual sistema de distribución no se encuentra preparado, no solo la alta tensión sino también las redes de baja tensión, las que llegan a las viviendas.

El tercer problema es el almacenamiento de energía que prevé el Gobierno. Aunque la energía es fácil de generar, de transformar y de transportar, es muy complejo almacenarla de forma simple y barata. Por eso se genera en todo momento de acuerdo a la demanda existente, por lo que hay que andar casando las previsiones de consumo futuras en función de múltiples variables, entre las que la climatología es clave.

81% de renovables

Hoy, España dispone de 121 GW de potencia instalada, con un 23,2% de eólica, un 11,3% de hidráulica convencional y bombeo, y un 14,4% de fotovoltaica. Pero para 2030 Ribera plantea 160 gigavatios verdes, el 81% de la generación, lo que obliga a cuadruplicar la capacidad de almacenamiento a 22 GW desde los 6,4 GW actuales, la mayoría hidráulica de bombeo y termosolar, sin contar aún con las herramientas para un despliegue masivo en siete años.

Ante esta situación, hasta el Gobierno reconoce el riesgo de apagones. En el plan de Implementación remitido por el Ministerio de Transición Ecológica a la Comisión Europea, se remarca que en el proceso de planificación se prevé el mantenimiento de los aproximadamente 27 GW de centrales de ciclo combinado operativos para 2030 «para garantizar un adecuado nivel de seguridad de suministro». Sin embargo, el Gobierno admite que el factor de carga reducido de estas centrales «comprometen su viabilidad económica», algo que se agravará en el futuro cuando sólo operen en ausencia de las renovables.

Según subraya el departamento de Ribera, esta situación «permite concluir que la disponibilidad real de recursos de generación es insuficiente para cubrir las necesidades de suministro eléctrico en España en condiciones óptimas, ya que el parque actual de generación de ciclo combinado no puede recuperar sus costes fijos, por lo que gran parte de este parque acabaría siendo retirado de la operación y funcionamiento, lo que inevitablemente conduciría a un problema de suficiencia».

Pagos por capacidad

Ante ello, el Gobierno considera «imprescindible articular instrumentos regulatorios que salvaguarden la disponibilidad de los ciclos combinados» mediante los llamados mecanismos de pagos por capacidad, que implicarían una serie de ayudas a las centrales de ciclo combinado «para que sigan operativas pese a la fuerte caída de ingresos que ya les está provocando la mayor presencia de energías renovables».

En este sentido, el informe de PwC sobre el papel de los ciclos combinados para garantizar el suministro demanda que la consulta lanzada por Ribera para establecer ese mercado de capacidad, donde se define el pago fijo a percibir por las plantas por su capacidad de respaldo y flexibilidad, tenga en cuenta el coste fijo de mantener los ciclos combinados actuales y también las inversiones necesarias para adaptarlos «a un funcionamiento más exigente».

El informe recuerda que aunque el PNIEC mantiene a 2030 los 24,5 GW de potencia peninsular de ciclos combinados instalada, los datos históricos en cuanto a la potencia disponible de respaldo realmente observada no casan, porque se dan casos en los que un ciclo combinado «tipo» no puede alcanzar su potencia máxima teórica. Así, de los 24,5 GW instalados, son sólo 17,7 GW los máximos que se generan en una hora (que corresponden a 21 GW de potencia instalada total en esa hora).

A más electrificación, más riesgo de cobertura

Esto implica que en los días extremos, cuando los picos de demanda coinciden con menor generación renovable, la potencia de ciclos disponible no es capaz de superar el máximo de 17,7 GW, por lo que el operador del sistema se ha visto obligado a reducir la capacidad de exportación (incluso importar energía).

Además, en 2030 la hora de máxima generación necesaria de ciclos aumentaría hasta los 20,5 GW con el PNIEC actual, y hasta los 23 GW con la propuesta de actualización del PNIEC, lo que implica que hay un posible riesgo de cobertura de la demanda, ya que para cubrir los picos de demanda sería necesaria una potencia de ciclos superior a la máxima que han aportado hasta ahora.

En definitiva, el cierre de nucleares que plantea el Gobierno implicará que el sistema demande más capacidad de respaldo del gas –aunque este reduzca su aportación total– y más arranques y paradas de los CCGT, lo que desgasta a estas plantas no solo en sus cuentas de resultados. Al final el apagón nuclear no solo implica miles de millones en el proceso, sino ayudas al gas para evitar que España se quede a oscuras.