Fotomontaje de un parque nuclear, con aerogeneradores y paneles fotovoltaicos y una gráfica ascendente.
El precio de cerrar las nucleares en España: la luz se dispara y supera los 170 euros/MWh con dos centrales paradas
- Sin sol, sin viento y con el gas y el CO₂ en plena escalada por los conflictos internacionales, es una prueba de lo que podría ocurrir en 2030.
- Más información: España corre riesgo de apagones en 2030 por el cierre nuclear, el incierto futuro de los ciclos y el complejo objetivo renovable
A falta de que un informe técnico-eléctrico confirme que se pueden cerrar los 7 GW nucleares que operan en España, se puede tomar como muestra qué está pasando en estas semanas con la parada de dos centrales nucleares.
Actualmente, las centrales Ascó 1 y 2 (Tarragona) están fuera de servicio y han llegado a estar 16 GW de ciclos combinados (gas) funcionando a tope -hay en el sistema 'supuestamente' 25 GW-. Con falta de viento y fuera de las horas solares, el precio en el mercado mayorista se ha disparado por encima de los 170 euros/MWh y no baja de los 140 euros/MWh. Y lo peor es que no se espera que baje en las próximas semanas, más aún con la volatilidad del mercado europeo del gas por los conflictos internacionales.
Además, a este cóctel explosivo se le une que REE (Red Eléctrica) ha tenido que poner en marcha el Mecanismo de reducción de la demanda industrial para que el sistema aguante dos días consecutivos. Es la tercera vez este año, y eso en un contexto de débil demanda que está en niveles de 2004.
El pasado 11 de noviembre, el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) informaba que el titular de la central nuclear Ascó 2 notificaba la parada no programada de la central debido a la actuación automática del sistema de protección del reactor. Con un problema de la matriz de protecciones del alternador, que no ha tenido impacto en los trabajadores, el público ni en el medioambiente, la central lleva parada más de un mes.
Justo una semana antes, el 2 de noviembre, Ascó I se desconectó de la red eléctrica durante la madrugada para iniciar los trabajos correspondientes a su 30ª recarga de combustible, y que durarán hasta el próximo 19 de noviembre.
"Ascó 2 podría entrar en rampa la madrugada del 18 de noviembre y Ascó 1, en la del 19", explica en redes sociales el experto en energía Francisco Valverde. "Quizás mitiguen algo los precios", pero los causantes de los altos precios de la luz son "el gas y el CO2, y eso significa que las ofertas de ciclos combinado y agua no dan tregua".
Así que seguiremos con un mercado donde todo está "caro o muy caro a cualquier hora, las solares del domingo algo menos, pero al fin y al cabo, también caras. Quizás entre algo de viento a partir del viernes 20, pero queda muy lejos".
Y si no hay más nucleares
La pregunta que surge en este escenario que recuerdan a los peores momentos de la crisis energética de los años 2021 y 2022 es si se convertirá en una constante para la factura de los consumidores eléctricos.
"Sin dos nucleares y en un contexto de pocas renovables y un gas disparado, el mercado mayorista de la electricidad no baja de los 140 euros/MWh, ¿qué ocurrirá si se cierran todas?", explican fuentes del sector eléctrico a EL ESPAÑOL-Invertia.
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Y más aún, si no se cumplen los objetivos del PNIEC (Plan Nacional de Energía y Clima) en capacidad renovable y de almacenamiento. Especialmente será difícil alcanzar los objetivos en bombeo hidráulico —que se necesitan muchos años para construirlos— o los de eólica —cuyos hitos anuales van muy retrasados—.
"Desde finales de noviembre, el mercado eléctrico español ha registrado los precios más altos del año, impulsados por factores como la baja generación nuclear y eólica, el incremento de la demanda por el descenso de las temperaturas y el aumento de los precios del gas", explican los analistas de AleaSoft Energy Forecasting en su web.
El gas, como un cohete
Se avecina el invierno más duro de los últimos años, al menos el más frío de la postcrisis de precios del gas, y los conflictos internacionales no ayudan. La difícil situación en Siria, lugar de paso de metaneros del Golfo Pérsico a Europa y de gasoductos, y el fin del gas ruso por las infraestructuras que cruzan Ucrania son los factores que más tensionan al alza el índice holandés de referencia, el TTF, que ya está rozando los 50 euros/MWh.
La preocupación principal ahora para el sector es cómo quedarán las reservas de gas (ahora al 87%) al final del invierno y cuánto va a costar rellenarlas de nuevo para el próximo invierno.
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Aún es pronto, pero los futuros de gas ya se están anticipando a un rellenado de las reservas en Europa durante el verano que puede ser caro. Sobre todo, si la demanda de GNL (gas natural licuado) desde Asia continúa fuerte.
Los futuros de TTF para el verano están en 44,40 euros/MWh, mientras que para el siguiente invierno están en 41,15 euros/MWh. "Es raro ver el gas para verano más caro que para invierno, lo que denota el temor y nerviosismo del mercado", señala Oriol Saltó i Bauzà, PhD, analista de datos y previsiones de mercados de energía en AleaSoft y Socio Adjunto en AleaGreen, en redes sociales.
