Las centrales nucleares operan habitualmente «en base”, produciendo el 100% de su potencia de forma estable. Las centrales españolas no se diseñaron para reducir potencia por debajo del 70%, ni para hacerlo rápido. Actualmente una parte cada vez más importante de la electricidad generada en España es renovable (eólica y solar fotovoltaica) y se caracteriza por ser intermitente y no controlable. La coexistencia de ambos tipos de generación a menudo es poco compatible.
Las fuentes renovables aportaron[1] el 57% del consumo de electricidad en España durante 2024. Un 13% se produjo con hidráulica, que sí es controlable, otro 17% con solar fotovoltaica y el 23% con eólica (con termosolar, que sí es controlable, tan solo un 1,6%). Cada vez es más frecuente que la generación renovable sea suficiente para cubrir gran parte o a veces toda la demanda durante varias horas al año.
Dado que la capacidad de almacenar electricidad es todavía muy baja, la generación y el consumo tienen que estar estrechamente coordinados. Cabe preguntarse cómo se seleccionan las centrales cuya producción entrará en la red eléctrica, y cuales bajan potencia o se paran.
El mecanismo de selección de centrales es, muy esquemáticamente, la oferta que hagan cada una de ellas de volumen de energía y precio. El conjunto de ofertas es ordenada por precio hasta que la suma de las ofertas de producción sea igual a la demanda eléctrica esperada. Este proceso se realiza a diario para cada cuarto de hora del día siguiente. Todas cobran el precio que ponga la última central necesaria para satisfacer la demanda, es decir, la más cara, sea cual sea la cantidad de energía que aporte. Normalmente las ofertas más altas son de las centrales de gas en ciclo combinado, por el precio de su combustible.
Las renovables hacen oferta de precio cero, puesto que no tienen coste de combustible, y así, en principio, entran en red. Las nucleares también entran a oferta de precio cero, porque, aunque tengan un coste por su uranio, se han diseñado para funcionar cerca de su máximo, con poca flexibilidad en la variación de potencia. La generación nuclear venía siendo un «todo o nada» con un margen del 30% como mucho y cambios lentos.
Esto no supuso un problema para el sistema eléctrico hasta finales de la pasada década, cuando despegó el ritmo de instalación de renovables. Ahora, la generación intermitente de solar y eólica es lo bastante grande como para que añadiendo el 20% de la estable producción nuclear sea suficiente para satisfacer la demanda, en un cierto número horas al año. Esas horas, como ambas entran a oferta de precio cero, los ingresos son muy bajos. Son los periodos en que baja mucho el recibo de los consumidores. Pero si la producción de ambas tecnologías supera la demanda, y no «cabe» más energía en el sistema, su gestor, Red Eléctrica desconecta potencia de la red. Y es a la potencia renovable a la que siempre le toca, porque puede responder muy rápido y sin riesgo. Son los llamados vertidos de red.
Por ejemplo, en marzo de 2013 el sector eólico denunció en los medios[2] pérdidas de 25 millones € por desconexión de molinos de la red. Apenas había producción con gas y carbón, pero la nuclear solo redujo su potencia del 100% al 85% aproximadamente. No es un fenómeno exclusivo de España, en el Reino Unido[3] también se han publicado problemas de desconexión de parques eólicos cuando la red está sobrecargada, por la dificultad de gestionar la producción nuclear. En consecuencia, aunque la producción eólica sea más barata, parte de ella no entra en red, lo que retarda la amortización de las renovables y determina un aumento de emisiones de gases de efecto invernadero.
Ocurre lo mismo con la solar. Como ejemplo, un reciente informe[4], señala que la evacuación de la electricidad de la central de Almaraz supone «de facto» un bloqueo para la producción renovable de los parques fotovoltaicos y termosolares de Extremadura. Es la comunidad líder en potencia fotovoltaica instalada, con más de 6.500 megavatios. Badajoz es además es la provincia con más potencia termosolar: 600 MW en 12 plantas, 8 de ellas con almacenamiento, es decir, regulables. El estudio explica que cuando cierren los dos reactores, entre 2027 y 2029, se espera que los vertidos tanto en Cáceres como en Badajoz se reduzcan en más del 30%.
El sector nuclear pretende encontrar su hueco con la proclama de que es el respaldo que necesita la intermitencia de las renovables. Pero no es así. Para realizar esa función carecen de la capacidad de variar su potencia de forma suficientemente ágil, de modo que pudiera complementar la producción renovable y no expulsarla de la red. Y lo que es más importante, sin comprometer la seguridad.
La cuestión de la seguridad no es asunto menor. En Febrero y Marzo de 2024 hubo comportamientos muy novedosos[5] en la operación del parque nuclear. Debido al volumen de la producción renovable los precios del mercado mayorista estaban por debajo de los costes variables (el combustible) de las nucleares. Como respuesta varias centrales realizaron bajadas de carga por debajo de las limitaciones existentes. Trillo operó durante varias semanas al 65% de potencia y Almaraz[6] y Cofrentes[7] pararon para no gastar combustible. Este comportamiento ha hecho reaccionar al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) porque considera que la operación flexible (realización periódica de variaciones de potencia/paradas, operación prolongada a bajas cargas, etc.) podrían conllevar sobre el núcleo y sobre algunos componentes de la central, un impacto acumulado mayor al que se deriva de situaciones operativas normales. Consideran que ha de analizarse el efecto de este funcionamiento prolongado a potencias parciales sobre el comportamiento de estructuras, sistemas y componentes (stress térmico y fatiga en los circuitos de refrigeración primario y secundario, vida de las barras de control, etc.). Los titulares de las centrales tendrán que pedir autorización para operación flexible que será evaluada por el CSN.
En cualquier caso, hay que resaltar que cuando los parques eólicos y solares no entran en red, pierden capacidad de amortización de las inversiones. Por tanto, el pretendido respaldo nuclear es un obstáculo al despliegue renovable.
REFERENCIAS:
[1] Informe resumen de energías renovables. Marzo 2025
[2] Millones de kWh limpios perdidos por culpa de la nuclear, Energías Renovables, 2 de abril de 2013
[3] «…pero la inflexibilidad de la nuclear es la culpable de no permitir una mayor integración de renovables en Reino Unido», El Periódico de la Energía, José A. Roca 10/06/20. https://elperiodicodelaenergia.com/pero-la-inflexibilidad-de-la-nuclear-es-la-culpable-de-no-permitir-una-mayor-integracion-de-renovables-en-reino-unido/
[4] La central nuclear de Almaraz está detrás del apagón de los parques solares de Extremadura, Energías Renovables, 5marz25
[5] 8 Marzo de 2024. https://elperiodicodelaenergia.com/las-electricas-vuelven-a-parar-sus-centrales-nucleares-ante-el-exceso-de-renovables-y-los-precios-cero-en-el-pool/
[6] ALMARAZ I parada 8-24 de Marzo 2024: https://www.cnat.es/notpdf/NI%20Informacion%20CNA.pdf
[7] COFRENTES parada 8 Marzo a 3 Abril: https://www.cncofrentes.es/informacion-sobre-la-central-nuclear-de-cofrentes/
Este artículo forma parte de una serie de publicaciones donde exponemos por qué decimos NO a la energía nuclear. Os animamos a leerlas para conocer la visión completa de nuestra oposición a la energía nuclear.