¿Cuánto cuesta la energía nuclear en España?

El otro día me preguntó un amigo, ¿pero cuánto cuesta la energía nuclear? Y aprovechando que la respuesta duró media hora larga, retomo algunos elementos de mi respuesta, ya que la pregunta viene muy al caso para el debate sobre las posibles extensiones nucleares.

Aporto mi análisis estrictamente personal de algunos números, en base a información pública y algunas hipótesis propias.

Y no entro en este post en elementos importantes para una decisión nacional, como el impacto del cierre en las emisiones o las necesidades futuras de minerales que no explotamos apenas en Europa y deberemos cambiar cada 30 años, ni la velocidad de desarrollo eólico ante un periodo en que no sólo el consumo eléctrico se duplicará sino que además deberemos desmantelar 30GW próximamente por obsolescencia…

Aquí me ciño al análisis exclusivamente de costes.

La creencia popular

Piensa la mayoría: ‘las nucleares españolas cuestan 65-70€/MWh, y como el pool estará posiblemente en torno a 60€ o menos según OMIP, porque los LCOEs renovables son más bajos, no es rentable y debe dejarse que cierre. Darles un precio fijo de p.ej. 70€ sería una subvención, que además impide hacer renovables. Y reducirles impuestos, ni en broma, que bastante dinero ganan las eléctricas como para que les quitemos impuestos. Tienen que mover ficha las propietarias y decir en qué condiciones querrían extenderlas, pero no se debe ceder ante sus exigencias para ganar más dinero con una tecnología que además genera residuos peligrosos y caros’.

Creo que con esta frase resumo un sentimiento popular de los partidarios del cierre.

Mi análisis económico, dejando para otro día lo de los residuos y los riesgos de accidente.

Costes actuales con la regulación y amortización actuales

Aunque hay diferencias entre empresas en gestión y contabilidad, adjunto un exhaustivo desglose explicado por Endesa de sus costes auditados en 2023 (con datos de auditoría de 2022), y redondeo al Euro por simplificar.

Alcanza 63€/MWh, con una hipótesis de Tasa Enresa de 9€ que a la postre fueron 11€; con que procede subir este coste hasta los 65€ en dinero constante de 2022, y añadiendo elevada inflación de los últimos años parece sensato el rango 65-70€/MWh, no?

Sin embargo para mí esa no es la cifra, o hay que matizarla mucho.

Costes operativos, impuestos y tasas, y costes para el sistema

La cifra anterior de 70€ incluye 6€ de impuesto de CCAA, y 5€ de ‘impuesto al combustible nuclear’ (a no confundir con la Tasa Enresa ya que este impuesto de la Ley 15/2012 va a la hucha de los Cargos, frente a la Tasa Enresa que está destinada a dotar a Enresa de fondos para el desmantelamiento y construcción de Almacenamientos Temporales para los residuos nucleares). Al cerrar un reactor, dichas recaudaciones pasan a 0€, y no las compensarán las tecnologías sustitutivas (renovables y sobre todo gas) ya que éstas no soportan dichos impuestos. Sin embargo reducir estos impuestos hasta todo lo que sea más que 0, y que posibilite su extensión, aportaría a las respectivas huchas más que el cierre.

También incluye casi 5€ del impuesto del IVPEE, el llamado ‘ 7%’ de la Ley 15/2012, que por cierto es neutro para los generadores porque el pool sube en un porcentaje similar. Creo que este impuesto se volverá a suspender (a todas las tecnologías) en pocos años; pero incluso si se decide mantenerlo, conceptualmente lo podemos quitar como coste puesto que nos vuelve íntegro a través de un menor pago de Cargos (con algunos matices en el cálculo de los Cargos en los que hoy no entro).

También hay 14€ de ‘coste de capital’, de los que 6€ son del capital pendiente de amortizar anterior a 1998 (entiendo que capital original) y 8€ son de inversiones posteriores a 1998. Todo negocio debe recuperar su inversión con su rentabilidad acorde a los riesgos; por cierto poco me parece la mencionada tasa de descuento de 7,2% en la coyuntura actual con los riesgos regulatorios de este negocio… Pero si dichas amortizaciones están calculadas hasta el año de cierre actualmente previsto, su valor pasaría a 0 a partir de hipotéticas extensiones; y se compensarían eso sí con la necesidad de rentabilizar inversiones permanentes e inversiones futuras asociadas a dicha extensión (inciertas estas últimas, o al menos no públicas, hasta que el CSN validase o expresase sus requerimientos ante una hipotética solicitud de extensión).  No tengo una cifra precisa calculada para un hipotético ‘coste de capital’ asociado a inversiones por realizar, pero me atrevo a aventurar que debería bajar sustancialmente de 14€ hasta no más de 10€, incluso ante una rentabilidad exigida que no creo deba ser nada baja… Dependería entre otros muchos factores del periodo de amortización de dichas inversiones.

Y volviendo a la Tasa Enresa, de actualmente casi 11€, ésta se ha calculado para dotar el coste del Desmantelamiento y la construcción y gestión de los Almacenes Temporales. Una vez dotado el fondo correspondiente, dicha tasa debería caer enormemente hasta los meros costes de gestionar algunos pocos residuos adicionales. Porque si estamos dispuestos a cerrar e ingresar 0 (la tasa Enresa es por MWh producido…) entiendo que el punto de partida de una Tasa Enresa ‘post extensión’ es exclusivamente el coste de gestión del combustible gastado incremental, que es extremadamente pequeño. Me atrevo a aventurar que la ‘Tasa Enresa Post Extensión’ para cualquier reactor debería bajar a menos de 5€/MWh, por no decir 3€/MWh, si no se altera la tasa de los demás. Salvo que cada vez que se extienda un reactor más allá del Protocolo de cierre actual, recalculemos una tasa similar para todos los reactores restantes, en cuyo caso las bajadas para todos serán más suaves; pasado 2035 ya sí que aplicaría este nuevo valor extremadamente reducido para todos.

Y es que como dato curioso, los residuos de alta actividad que generan los 7 reactores nucleares operativos en España, suponen 3 gramos por persona y año, o 140 toneladas para toda la población española, de material denso y poco volumen. El volumen total de residuos, incluyendo los de baja y media actividad ascendieron en 2023 a 667 m3, es decir un cubo de 9 metros de lado.

Algunos argumentarán ‘bueno, si extienden reactores habría que seguir recaudando por si acaso los costes de desmantelamiento se disparan’ . Pero no entiendo este argumento cuando se está dispuesto a cerrarlos…y recaudar 0.

¿Podrían cerrar los reactores antes del calendario pactado?

Gestionar una nuclear, a día de hoy, le veo un ingreso necesario rondando los 70€/MWh. 2024 ha cerrado con un precio medio de 63€/MWh. Y los Forward, altamente cambiantes, reflejan hoy 67€/MWh para 2026, 60€/MWh para 2027, y bajando en adelante hasta los 57€ en el medio plazo.

Pero claro, teniendo en cuenta que del ingreso necesario, 14€ son amortización contable sin salida de caja, y que para los propietarios mejor ingresar algún euro de amortización antes que no ingresar ninguno, veo un ingreso mínimo para no cerrar prematuramente más bien en los 56€/MWh… y dado el apuntamiento medio nuclear superior a 1 (es decir que la nuclear tiene un ingreso medio superior al pool medio), y que no espero un pool por debajo de los Forward (salvo que reactivemos la importación masiva de gas ruso por los gasoductos de Yamal y Ucrania, ante una rapidísima reconstrucción de relaciones diplomáticas) me parece improbable y mala idea para todas las partes plantear un cierre unilateral anticipado respecto al calendario actual, además de imposible por otras cuestiones logísticas y de plazos.

Lo cual no quita que la carga impositiva discrecional es muy elevada, no tecnológicamente neutra (no la soporta nadie más), y que conlleva rentabilidades demasiado bajas para el capital ya invertido.

Coste potencial tras una potencial extensión

Y de extenderse su operación más allá del actual calendario de cierre, ¿cuánto costarían las nucleares? Pues depende…

1.        ¿con qué tasa Enresa? ¿Los 11€ actuales, o los 3-5€ en los que estimaría la tasa final tras la dotación de los desmantelamientos y construcción de los ATI que ya está calculada para terminarse con el actual protocolo de cierre? Yo para una posible extensión restaría, a título indicativo e ilustrativo, un mínimo 7€/MWh de tasa Enresa.

2.        ¿Y con qué carga impositiva discrecional, de los 11€ que perderán las CCAA y la recaudación de Cargos? Yo restaría como mínimo 7€, dejando p.ej. 2€ a CCAA y 2€ a la contribución a Cargos... aunque valores a negociar, porque si aportan otros beneficios como empleo y contribución a la economía, bien podrían bajarse estos impuestos discrecionales a 0€/MWh.

3.        ¿Con qué nivel de IVPEE (esos casi 4 a 5€/MWh que como indicaba deberíamos conceptualmente quitar como coste tanto si se suspende el IVPEE algún día como si no)?

4.        ¿Y cuál será la amortización contable de las nuevas inversiones a realizar para extender el parque actual hasta los 60 años de operación? Pongamos como ejemplo ILUSTRATIVO, a calcular debidamente llegado el caso, que podamos pasar de 14€/MWh a no más de 10€/MWh. Porque las inversiones en remplazar o mejorar algunos equipos son muy inferiores a la construcción inicial. Bajo mi hipótesis, los operadores podrían quitar por ejemplo 4€/MWh de su gasto contable.

En resumen, tras unos retoques de impuestos, tasa Enresa y amortización ilustrativos, e hipótesis exclusiva del autor, pasamos de 70€, a 70-7-7-5-4=47€/MWh!

Y esto dejando, a mi criterio ilustrativo, 2€/MWh a las CCAA (16 millones de euros al año por cada reactor) y 2€/MWh de contribución a los Cargos (110 millones de euros al año para los 7 reactores) frente a los 0€ que ingresarán las respectivas administraciones tras el cierre. Porque si estas administraciones priorizasen mantener los reactores por sus otras ventajas, en igualdad de carga impositiva para todas las tecnologías, extender la energía nuclear sería plenamente viable con un coste de más bien 43€/MWh. Cifra inalcanzable para ninguna tecnología descarbonizada con un respaldo de 24 horas; cuando por otra parte no necesitamos sustituir unas tecnologías descarbonizadas por otras sino añadir todas las renovables que podamos hacer junto a mucho nuevo almacenamiento para maximizar su integración.

Así, ante una previsión de que el mercado estará por encima de 43-47€/MWh (dependiendo de cuánto se quiera recaudar para las huchas comunes), y si los propietarios manifestasen su voluntad de cierre de un activo estratégico nacional (como son los aeropuertos, los puertos, las autopistas…) que contribuye al poder adquisitivo de las familias y a la ventaja competitiva de nuestra industria, pensaría que corresponde a un gobierno proactivamente sentarse a negociar las condiciones de una posible extensión. Porque con un CfD superior a 43€ de coste real una vez ajustados los impuestos y la amortización contable, ya es solo cuestión de negociar cuánto del valor fijado se quiere imponer para contribuir a Enresa, y a los Cargos, y si se quiere mantener el IVPEE.

¿Que se quieren dejar 2€ a las CCAA y otros 2€ a la hucha de los Cargos? CfD en 47€/MWh.

¿Que además se quiere mantener el IVPEE, que por cierto nos reduce los Cargos a la par que sube el precio de mercado? CfD en 51€/MWh.

¿Que queremos seguir dotando Enresa de más por si acaso? Pues a seguir añadiendo algún euro a ese CfD…

CfD con el que las nucleares devolverían dinero al sistema todos los años con un precio spot superior, y sí, cobrarían del sistema en años de pool inferior. Lo cual, insisto, no veo en ningún caso asemejable a una subvención, porque nadie conoce el futuro precio de pool. Pero sí hemos conocido la posibilidad de subir de 50 y 60€/MWh…

Se podría pensar incluso al revés: partir de los Forward a día de hoy, y acordar un CfD restando p.ej. 2€/MWh cada uno de los años cotizados para que no haya ninguna duda de que no se está ofreciendo una subvención del consumidor al productor sino todo lo contrario. Y entonces reducir los impuestos y tasa Enresa hasta un nivel fácilmente negociable, porque hay un rango amplio que funcionaría a ambas partes.

O bien si no gusta a alguna de las partes la firma de un CfD, entonces es posible e incluso más sencillo negociar una reducción de impuestos y tasa Enresa hasta el nivel que les permita operar en entorno merchant con la rentabilidad mínima requerida por sus inversores. Y es que el CfD, aparte de más complejidad regulatoria, tiene también posiblemente más complejidad social.

¿Quién debería mover ficha para retrasar los cierres, el Gobierno o las propietarias? ¿Y con qué modalidad, CfD o reducción de impuestos y tasas?

Los pasos legales serán los que sean. Pero la negociación previa del régimen económico que posibilite la extensión… da exactamente igual quién la inicie.

Si yo fuera el gestor de una empresa diversificada que puede vivir sin nucleares, con un pool más elevado por mayor consumo de gas, y mi obligación legal fuese la de maximizar el valor para mis accionistas… creo que no tendría demasiada necesidad de sentarme a negociar.

Entendiendo la regulación vigente, y la ausencia de imposición legal de cierre pero también la facilidad legal de renegociar las fechas actualmente pactadas, no entiendo a quienes señalan que son las propietarias quienes tienen que solicitar la extensión y las condiciones. ¿Por qué? Si ante el cierre perdemos todos los consumidores y la economía, pero las eléctricas son las que menos pierden…

Ante el cierre sube el pool (aunque baje en tendencia anual, subirá frente a un escenario de extensión), suben las emisiones, baja a 0 la recaudación de Enresa, baja a 0 la recaudación para CCAA, y baja a 0 la recaudación del IVPEE para la bolsa de los Cargos.

Creo que con el cierre pierde más el consumidor que las propietarias, luego me inclino a pensar que es el Gobierno el que debe ofrecer un acercamiento de ‘¿qué condiciones preferís o sugerís?’. Porque la legítima rentabilidad que las propietarias deben pedir a nuevas inversiones en estos activos es superior a la de instalar una placa solar, y la deciden ellas y sólo ellas… Y entre los coste alternativos para el Consumidor (en forma de mayor pool, menor recaudación, y otros impactos) y lo que precisen las eléctricas, tocaría negociar, sabiendo que el margen de negociación positivo para todas las partes existe y es amplio por lo que tal negociación, visto con perspectiva, me parece sencilla.

El hipotético CfD que viabilizase las extensiones está íntegramente vinculado al nivel de tasas e impuestos que decidiese el Regulador, y podría oscilar entre los 47€/MWh, por no decir 43€/MWh, y los 70€/MWh dependiendo de muchos dependes, que están en manos del Regulador y los gobiernos autonómicos concernidos. Recuerdo que el Gobierno ya ofreció un CfD (…en el año 2022, cuando los precios de pool eran muy superiores a 100€/MWh) y que Europa lo permite desde la ‘Reforma de Mercado’ de 2023 que precisamente adoptó la posibilidad de firmar CfDs con nucleares.

Y la opción de extenderlas sin CfD, en entorno merchant, a través de una reducción de impuestos y tasas, es legislativamente mucho más sencilla puesto que quitar impuestos de competencia autonómica o nacional no precisa de validación europea.

Tiendo a pensar que sería preferible para el consumidor una modalidad de CfD ajustada al entorno de los 50€/MWh (sin el IVPEE, o 54€/MWh con el IVPEE) y ya incluyendo un importante ajuste de carga impositiva próxima a los 20€/MWh, pero que por complejidad regulatoria y por preferencia de las propietarias sería más sencillo acordar una operación a mercado vía reducción de impuestos y tasas.

¿Se cumplirá el calendario actual? ¿Quién sería el responsable del cierre, la política o el mercado?

A Almaraz apenas le queda margen para evitar el cierre, si es que no está sentenciada ya por los plazos. Por lo que todo apunta a que vamos a conseguir prescindir de un activo extremadamente barato de operar, y extremadamente difícil de construir, que proporciona energía descarbonizada 8000 horas al año y ayuda a traer industria (que suele operar con consumo casi plano) e hidrógeno Low Carbon. Y con ello, perderemos todos, desde el planeta por mayores emisiones y mayor consumo de recursos mineros y mucha mayor contaminación, hasta la competitividad de nuestra economía y nuestro poder adquisitivo. Y creo que esto es una cuestión de dialogo y análisis numéricos abiertos y sinceros por ambas partes, si es que ambas partes quieren lo mejor para el bien común, prestando tanto un servicio tanto a la economía como una rentabilidad a sus accionistas.

Hay mucho margen para negociar términos que funcionen a todas las partes, sobre todo al consumidor; con CfD, o sin CfD pero entonces con una reducción de tasas e impuestos cuya recaudación igualmente se perderán. Y vamos a conseguir que cierre al menos Almaraz sin tener claros los motivos oficiales, discrepando si fue el mercado o el gobierno o las eléctricas, y sin saber explicar a Europa y a nuestros consumidores el porqué. Sospecho que, si finalmente cierra Almaraz y atravesamos en el futuro periodos caros (superiores a 50-60€/MWh) y aumentan nuestras emisiones, al igual que ha pasado en Francia con el cierre de Fessenheim o en Alemania con su cierre nuclear completo, todos tendrán a otro culpable que señalar. Porque las necesidades de rentabilidad las pone el inversor como no puede ser de otra manera, y las reglas de juego las pone el Gobierno como no puede ser de otra manera.

Una parte de los opositores a la extensión nuclear argumenta principalmente que la nuclear es más cara y necesita subvención, y espero que este artículo aporte perspectiva.

Otros opositores piensan que puede producir un accidente como Chernobyl o que precisa de costes de gestión durante los siguientes milenios bajo riesgos graves de fugas radiactivas que maten a nuestros tataranietos, lo cual da para otras discusiones más técnicas que los aspectos puramente económicos en los que me he centrado hoy, y por parte de otros especialistas técnicos en dicha materia.

Más allá del posible cierre de Almaraz, el resto de reactores veremos, está todo por decidir según evolucione la percepción social y política de las alternativas al cierre. Creo que las venideras subastas de offshore y de renovables con almacenamiento, así como los periodos de precios marcados por un gas y CO2 caros, contribuirán al debate sobre un futuro energético descarbonizado, seguro y barato.

¿Entonces, cuánto cuesta extender la nuclear?

Espero al menos haber explicado que la pregunta de ‘Cuánto cuesta extender las centrales nucleares?’ no es nada trivial, pero desde luego no tiene por respuesta: ‘cuesta 70€, no es rentable, y precisa de subvención’.

Mi respuesta personal es más bien que ‘extenderlas podría costar probablemente 43 a 47€/MWh, es muy rentable para el país, no quita la necesidad de seguir haciendo muchas renovables y almacenamiento para una demanda creciente y sustituir gas, y no sólo no precisa de subvención sino que se podría firmar un precio fijo con el que devolviesen dinero al sistema con más frecuencia que al revés. O bien se podría dejarlas operar a mercado si se les mantienen los mismos impuestos que al resto de tecnologías’.

Materializar una extensión nuclear, positiva para España, Europa y el planeta, pasa por que ambas partes hagan números y se sienten a negociar.