El apagón incendia la polémica sobre el papel de las nucleares y su continuidad

En el momento del corte eléctrico los reactores que estaban en funcionamiento eran los de Almaraz II, Ascó I y II y Vandellós II, que pararon automáticamente, de acuerdo a su diseño, y sus generadores diésel de salvaguardias arrancaron y mantuvieron las centrales «en condición segura», según explicó en un comunicado el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN). Los tres reactores restantes, Almaraz I, Cofrentes y Trillo -que estaban en situación de parada previa a esta situación-, arrancaron también con diésel y se ofrecieron al sistema para levantar la situación.

El 'cero energético' que sufrió el sistema eléctrico peninsular se produce en pleno debate energético sobre la transición ecológica que defiende el Gobierno, así como la conveniencia o no de mantener las centrales nucleares que arguyen la oposición y la industria por los riesgos que la ausencia de esta tecnología estable y madura en su aportación al mix energético pueda tener para el mantenimiento de la red.

La generación del sistema está compuesta de varias fuentes. En 2024 la eólica fue la que más aportó, con un 23,2% del total; seguido de la nuclear, con 20%; y la solar fotovoltaica, con un 17%, según el último informe de Red Eléctrica Española (REE). Mientras que la eólica y la solar fotovoltaica son tecnologías intermitentes por su dependencia del sol y del viento, respectivamente, las nucleares -excepto cuando se producen paradas técnicas- siempre están produciendo por dos motivos: para dar estabilidad al sistema y porque desde una parada total lleva un tiempo volver a ponerse en marcha.

Y de ahí el protagonismo que esta energía vuelve a cobrar en la discusión política y empresarial sobre la conveniencia o no de prorrogar su funcionamiento frente al calendario de cierre que pactaron las eléctricas y el Ejecutivo en 2019.

En este sentido, cobra importancia el papel que en el relato político y empresarial está jugando el operador del sistema Red Eléctrica de España (REE), grupo participado por El Estado en un 20%. Si bien de puertas para fuera el gestor ha negado en reiteradas ocasiones un riesgo por la inestabilidad del sistema ante el cierre planificado de las nucleares -tanto en redes sociales como su en boca de su presidenta, Beatriz Corredor-, la compañía reconocía en su informe anual remitido a la Comisión Nacional del Mercado de Valores (CNMV) el pasado 26 de febrero que «el cierre de centrales de generación convencional como las de carbón, ciclo combinado y nuclear (consecuencia de requisitos regulatorios) implica una reducción de la potencia firme y las capacidades de balance del sistema eléctrico, así como su fortaleza e inercia». En este sentido, indicaba que «esto podría aumentar el riesgo de incidentes operacionales que puedan afectar el suministro y la reputación de la empresa. Esta incidencia supone un riesgo, con un horizonte temporal a corto y medio plazo», concretaba REE.

La casualidad quiso que Endesa, uno de los principales grupos energéticos del país y cotitular de la centrales de Extremadura y Cataluña -en el caso de Ascó I es propietaria al 100%- celebrase ayer su Junta General. En su intervención, el CEO de la compañía, José Bogas, subrayó que acontecimientos como el del lunes «ponen en evidencia la importancia de la garantía del suministro eléctrico» y reivindicó la necesidad de garantizar la seguridad de suministro y la competitividad de nuestro sistema eléctrico con más inversión en redes y el mantenimiento del parque nuclear.

Las grandes energéticas españolas llevan tiempo poniendo el foco en los retrasos por parte del Ejecutivo para aprobar la norma que permita a las empresas invertir más en redes eléctricas. Al mismo tiempo, Bogas insistió en la necesidad de mantener el parque nuclear en el proceso de descarbonización, poniendo el foco en las consecuencias «especialmente significativas» de lo que supondría el cierre de las centrales en Cataluña, donde el 60% de la generación eléctrica proviene de esta tecnología.

Según Endesa, 24 países, de los cuales 15 son europeos, han respaldado más que duplicar la potencia nuclear mundial para 2050, de acuerdo con la propuesta de la Agencia Internacional de la Energía. «Algunos países han puesto en marcha ambiciosos planes de construcción y otros han decido revertir el cierre. Por tanto, en este contexto, sería prudente una revisión del plan de cierre del parque nuclear en España. Hoy en día, es una energía de la que no deberíamos prescindir para reducir las emisiones de CO2, abastecer el incremento de la demanda eléctrica industrial, reforzar la seguridad del suministro eléctrico y para que los precios de la electricidad no se incrementen», argumentó el directivo.

Pero la cuestión tiene otra derivada más. La fiscalidad que soporta el sector nuclear hace que este negocio no sea rentable para las eléctricas propietarias desde el punto de vista económico y la razón por la que hasta ahora no han pedido formalmente al Ministerio capitaneado por Sara Aagesen una prórroga del calendario de cierre. Según el sector, la nuclear soporta más de 16 €/MWh de tasas (un 25% del coste total), además del coste que supone la tasa Enresa, que se ha incrementado hasta los 10,7 €/MWh desde los 7€/MWh de 2019. «Los modelos energéticos tienen que resultar competitivos para los consumidores, pero también rentables para el inversor», zanjó Bogas. Y desde el punto de vista del sector, prorrogar el cierre «daría un importante impulso a la industria, además de incertidumbre», reclaman desde Confemetal.

Pese a estas diferencias, existe un diálogo abierto entre el Gobierno y las empresas propietarias de la central de Almaraz, la primera clausura prevista, para evaluar la posibilidad de ampliar la vida útil de la planta. Está prevista una reunión decisiva el próximo 20 de mayo entre Iberdrola, Naturgy y Endesa para decidir si solicitan esta prórroga.