El precio de la electricidad en el mercado mayorista marca este sábado su mínimo anual, 1,72 euros por megavatio hora (MWh), según datos del operador del mercado ibérico OMIE. En esta situación, anómala pero recurrente en los últimos años en el sistema eléctrico español, confluyen varios factores: por un lado, la abundante generación renovable desde hace días gracias al viento y la lluvia de las últimas borrascas; por otro lado, la caída de la demanda propia de fechas festivas y en particular de la Semana Santa.
Con picos de generación eólica del 40% y de casi el 30% de energía hidroeléctrica, la generación nuclear, que el año pasado supuso casi el 20 por ciento de la electricidad generada en España, ha caído hasta el 6% en algunos momentos de esta semana: con la central nuclear de Trillo en recarga y uno de los reactores de Ascó en parada, estos días otras dos centrales, Almaraz y Cofrentes, han anunciado que pararían ante la imposibilidad de "casar" su oferta en el mercado eléctrico, que cotiza "por debajo de los costes variables" de las nucleares.
La situación no es nueva (el año pasado ya se produjeron paradas similares o bajadas de carga por idéntico motivo) pero sí es llamativa por el número de reactores detenidos y el momento en que se produce, con el debate sobre el cierre de las nucleares más intenso que nunca ante la cuenta atrás para la central extremeña. Mientras se habla de la posibilidad de una pequeña prórroga, que podría solicitarse en unas semanas, para que Almaraz siga abierta al menos hasta 2030, los detractores de esta tecnología han aprovechado este parón por motivos económicos y la abundancia de generación renovable para cargar contra las nucleares o insinuar que no son necesarias.
Lo cierto es que la situación actual es una muestra de una de las principales características de la generación renovable: su volatilidad e intermitencia. Con la tecnología de almacenamiento aún en pañales, hay episodios de altísima generación y precios cero pero también días de casi nula generación y alta demanda, como los vividos el pasado mes de diciembre, que hacen imprescindible que convivan con energías de respaldo, como pueden ser los combustibles fósiles (térmicas de carbón, centrales de ciclo combinado) o nucleares. Como destacaron hace pocas semanas en unas jornadas empresariales sobre la transición energética, un sistema eléctrico únicamente basado en renovables es inviable y ahí entran otras tecnologías capaces de cubrir su intermitencia y también de dotar de estabilidad al sistema y su delicado equilibrio entre oferta y demanda.
Carga "inasumible"
Aprovechando el anuncio de estas paradas programadas, tanto desde Almaraz como desde Cofrentes señalaron que esta incapacidad de "casar en el mercado eléctrico" se debe también a los impuestos: "La central nuclear de Almaraz tiene unos costes operativos muy competitivos, sin embargo su viabilidad económica está seriamente comprometida por la inasumible carga impositiva, que supone más del 75% de sus costes variables", señalaron desde la central extremeña, que apunta que aportan anualmente en impuestos "unos 450 millones de euros", algo que supera "todos sus costes operativos juntos y asfixia la actividad económica de la central". Similar mensaje lanzaron desde Cofrentes, propiedad de Iberdrola, que apuntó que "la elevada carga impositiva asfixia su viabilidad". "Esta fiscalidad provoca que en ocasiones como la actual, de elevada generación renovable, las nucleares queden fuera del mercado eléctrico", señaló.
En medio del tira y afloja sobre el plan de cierre, desde las empresas se ha lanzado el mensaje en los últimos meses de que sería imprescindible una revisión de la carga fiscal y de las tasas que pagan para seguir en marcha. El aumento del 30% de la tasa ENRESA decidido por Teresa Ribera fue llevado a los tribunales al considerar las eléctricas que incumple el pacto de 2019 y que la subida responde a una decisión gubernamental que no les compete (la renuncia al almacén de Villar de Cañas y el aumento de costes en el desmantelamiento que supone). Sobre el resto de impuestos, denuncian una carga "discriminatoria" frente a otras tecnologías que estaría penalizándolas. Un reciente análisis de PwC recopila algunos de los impuestos que pagan las nucleares:
- Impuesto sobre el Valor de la Producción de Energía Eléctrica
- Impuesto a la producción de combustible nuclear gastado.
- Ecotasas autonómicas relacionadas con el medio ambiente
- Tasa Guardia Civil (para pagar el contingente de agentes que por ley debe proteger estas instalaciones críticas).
A ellos se suma la tasa ENRESA, que las empresas pagan para la gestión del combustible gastado, la protección y vigilancia del medio ambiente (razón por la que se quejan de impuestos redundantes) y el futuro desmantelamiento y que con la última subida supondrá un coste anual adicional para las centrales de 130 millones de euros.
"Escenarios puntuales"
Desde el sector defienden que siguen siendo "imprescindibles para la firmeza y estabilidad del sistema a pesar de estos escenarios de mercado puntuales" ante la "variabilidad" de la energía renovable, que hace necesaria una "potencia constante". Sobre los impuestos, insisten en que "una situación de precios muy bajos de forma sostenida en el mercado hace que las centrales nucleares no puedan ni siquiera cubrir los impuestos y tasas a las que están sometidas, a pesar de tener unos costes operativos reales muy competitivos".
Entre impuestos y tasas, la presión de estos costes para las centrales ha aumentado más de un 70% en los últimos cinco años y según PwC supondrá más de un 40% de sus costes totales entre 2025 y 2035.