Uno de los reactores de Almaraz vuelve a funcionar tras parar por motivos económicos

Como ya ha publicado este diario, las dos unidades de la central nuclear de Almaraz pararon de forma programada la medianoche del pasado 16 de abril, al no resultar «casadas en el mercado eléctrico». Según informó la propia central, la decisión se debió a la actual «sucesión de borrascas», lo que hace más competitivas a las energías renovables, unido a la actual fiscalidad que debe soportar la energía nuclear y que sus empresas propietarias (en el caso de Almaraz, Iberdrola, Endesa y Naturgy) han reclamado en varias ocasiones al Gobierno central que sea reducida. De hecho, este es uno de los aspectos claves que determinará si solicitan o no la prórroga al actual calendario de cierre, que arranca en noviembre del 2027 con el primer reactor de la planta cacereña y sigue en noviembre del 2028 con el segundo.

En un comunicado, la central subraya que ambas unidades que componen Almaraz se encontraban en «perfectas condiciones técnicas y de seguridad» y que la operación de parada entra «dentro de la normalidad de la planta» y con arreglo a sus procedimientos internos establecidos. Asimismo, explican las mismas fuentes que la central nuclear tiene unos costes operativos «muy competitivos», pero su «viabilidad económica está seriamente comprometida por la inasumible carga impositiva, que supone más del 75% de sus costes variables».

Almaraz continúa explicando en su comunicado que la actual situación de mercado genera una «ineficiencia en el sistema eléctrico», fruto de la cual y debido a su «alta fiscalidad», en ocasiones como la actual, en la que se produce una «elevada generación renovable originada por la sucesión de borrascas», las nucleares «quedan fuera del mercado eléctrico».

No es la primera vez que la central nuclear extremeña para de forma programada al hacer las condiciones naturales más rentable la producción de otro tipo de energía. Sin embargo, el anuncio de la semana pasada llega en pleno debate sobre la continuidad de la planta nuclear española, con un fuerte rechazo social por parte de los municipios afectados y también político, sobre todo en este caso desde la Junta de Extremadura, el PP y la Diputación cacereña, gobernada por el PSOE.

Para calcular la factura eléctrica, en España hay un sistema que maneja distintas fuentes de generación. Desde la renovable (fotovoltaica, eólica e hidráulica fundamentalmente), a la nuclear y también a la que produce energía a través de la combustión de gas.

Europa exige que en el mercado de la electricidad haya competencia a la hora de fijar los precios para el consumidor. Hay un operador, el árbitro, que es el que regula el precio de la luz, y se llama operador del mercado ibérico de la electricidad, el OMIE

Cada día toma en cuenta las ofertas de los productores, que indican a cuánto quieren cobrar cada megavatio/hora que generen. En el otro lado de la balanza está la demanda de electricidad existente en el mercado.

Cada productor ofrece sus precios. Desde la más baja a la más alta, se recepcionan todas ellas, y luego se casan con la demanda, explica Javier Alberto Muñoz, director de comunicación de APPA, la Asociación de Empresas de Energías Renovables.

La demanda se empieza a cubrir siempre con los precios más bajos (que son los de la renovable), y si no hay suficiente, es necesario recurrir a los productores que ofertan más caro, que suelen ser los de la nuclear y el gas. El precio de la electricidad de cada día es siempre el que ofrece el último productor que entra en el mercado, y por lo tanto el más elevado.

L la hidráulica es la que tiene unos costes variables más bajos si es una central hidráulica que ya lleva muchos años funcionando y hay agua suficiente. Y los embalses con centrales hidráulicas están a tope en los últimos tiempos y generan mucha energía barata.