CRISIS ENERGÉTICA

España afronta un otoño eléctrico negro: cierre de un gasoducto, parón nuclear y embalses vacíos

España acaba de cerrar el mes con la electricidad más cara de su historia. Un cóctel de complicaciones amenaza con seguir tensionando el mercados.  

Central nuclear de Cofrentes, en Valencia. 

Central nuclear de Cofrentes, en Valencia.  / FORO NUCLEAR

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España acaba de cerrar el mes con la electricidad más cara de su historia y ante la amenaza de una crisis energética. El mercado mayorista de electricidad hispano -donde productores, comercializadoras y traders compran y venden la energía que se consumirá al día siguiente- ha vivido el mes más caro nunca registrado, con una media histórica superior a los 200 euros por megavatio hora (MWh).

Los precios están disparados desde el verano, alcanzado cotas récord nunca vistas, como consecuencia del encarecimiento de los precios internacionales del gas y de los derechos de emisión de CO2. La tensión en los mercados se mantiene, pero España se enfrenta ahora a una combinación de problemas que amenazan con seguir metiendo presión.

El sector eléctrico afronta un invierno de alta tensión por un cóctel de complicaciones en diferentes ámbitos: el parón de varias centrales nucleares que dejarán de producir por tener que recargar combustible; la reservas de los embalses realmente bajas; el cierre del principal gasoducto recién ejecutado por Argelia… Una combinación que puede tensionar más los mercados.

Nucleares paradas

La central nuclear de Almaraz I (Cáceres), de 1.037 megavatios de potencia, tiene previsto parar este mes, como la de Cofrentes (1.092 megavatios), en Valencia. Eso supone que en las próximas semanas el 15% del parque nuclear español estará parado. El pasado 16 de octubre comenzó la parada de recarga de combustible de uno de los grupos de Ascó (Tarragona). La parada se adelantó para evitar en la medida de lo posible parón simultáneo de tres reactores.

Normalmente, las nucleares paran de forma escalonada para recargar combustible. Las recargas suelen durar más de un mes y emplean a alrededor de un millar de personas en cada una, algo imposible de gestionar en lo peor de la pandemia. Durante la pandemia, el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) autorizó de forma excepcional alargar los periodos de operación para evitar las recargas con el covid y las que se hicieron fueron en una modalidad llamada recarga simplificada. España tiene siete reactores nucleares en operación que en 2020 aportaron el 22% de la electricidad del país.

“Cuando se solapen los cierres de las centrales nucleares, toda esa energía que se deja de producir hay que sustituirla por lo que haya en el mercado. Y con producción hidroeléctrica, que es barata, no podrá suplirse demasiado, porque los embalses están medio vacíos”, explican fuentes del sector eléctrico. De hecho, las reservas almacenadas en los embalses están actualmente en tan sólo un 39% de su capacidad total, con menos de 21.900 hectómetros cúbicos.

En verano, las eléctricas tiraron del agua embalsada hasta el punto de que la vicepresidenta del Gobierno, Teresa Ribera, criticó actuaciones como la de Iberdrola en Ricobayo (Zamora), una de las grandes presas del Duero. La reserva hídrica está actualmente 7,5 puntos por debajo de la de hace un año y 12 puntos de la media de los últimos 10 años para esta época del año.

“Con esta situación, el sector va a depender de que sople el viento y crezca mucho la producción eólica. Pero si no hay viento, dependeremos del gas. Y si se quema mucho gas, los precios subirán otra vez”, advierten desde el sector energético. De momento, los mercados de futuros -en los que se cierran ventas a plazo de energía y sirven para anticipar los precios esperados por el sector para semanas y meses posteriores- no alertan de grandes subidas.

Tras los más de 200 euros MWh de octubre en el mercado eléctrico, los futuros auguran precios de entre 172 y 179 euros en lo que queda de noviembre, y de entre 180 y 185 euros en diciembre y enero próximos. Pero desde el sector se alerta de que en función de cómo evolucione la producción, esos valores pueden quedarse cortos. 

Crisis de suministro de gas

España maniobra para asegurar por completo el suministro de gas de cara al invierno en un momento delicado para el sector a escala mundial. En plena crisis energética global y en mitad de una escalada de precios disparados, España afronta también una situación espinosa adicional por la decisión de Argelia de cerrar el pasado domingo uno de los dos gasoductos a través de los que suministra al país, como consecuencia de la crisis diplomática que le enfrenta con Marruecos a cuenta del Sáhara.

España ha activado un plan de choque para disparar el número de barcos que traerán gas al país y ha decretado el aumento obligatorio de reservas de cara al invierno. Pero si existe un aumento de la demanda mayor del previsto o alguna compañía gasista se ha quedado corta en sus estimaciones y tiene que comprar a corto plazo en el mercado, el precio que tendrá que asumir será mucho más caro en un momento en que la voracidad de China sigue tensionando el coste de los barcos de gas y por la disposición de la potencia asiática a pagar casi cualquier precio.

“Argelia dice que nos garantiza el suministro, a través de los mecanismos de transporte que sean necesarios. Creemos que importa que esté garantizado el suministro en volumen, pero importa también cómo llega el gas y tenemos preferencias”, apuntaba hace un par de semanas la vicepresidenta y ministra para la Transición Ecológica, Teresa Ribera. Con el suministro garantizado el problema puede ser otro. “Hay más preocupación respecto a los precios”, reconocía. 

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