Nucleares y alta penetración renovable – pasado y presente (1/2)

La operación histórica de las centrales nucleares

La energía nuclear juega un papel muy relevante en el mix actual, con una participación superior al 20% del total de energía generada y de la demanda peninsular (el saldo neto importador de España es prácticamente neutro), con un factor de operación y disponibilidad superior al 90%, lo cual muestra su clara contribución a la seguridad de suministro, y a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. En 2019, al igual que habitualmente en años anteriores, ha sido la principal fuente de generación eléctrica en el sistema eléctrico español.

La operación de todo el parque nuclear ha sido y es en base, no tanto por restricciones de diseño de los reactores, como por su estructura de costes y por la complejidad y hasta ahora baja necesidad de analizar modos diferentes de operación. A diferencia de otras tecnologías térmicas que reducen sus costes variables cuando bajan producción, las nucleares ofertan a cero para operar al 100% de potencia disponible en la casi totalidad de horas del año, independientemente de los precios del mercado mayorista. Hay pocas horas en que deciden bajar carga, y es que hasta ahora han sido pocas las horas en que los precios de dicho mercado han estado por debajo de sus actuales costes variables.

Figura 1 – Producción nuclear horaria (% sobre disponible) vs. Precios de Mercado Diario

Fuente: Red Eléctrica de España, OMIE, AFRY Management Consulting

Costes nucleares

Se puede prácticamente simplificar la estructura de costes de explotación de una central nuclear en un término anual puramente fijo, y un elevado coste de parada por los ingresos perdidos durante la rampa de subida de carga, que es lenta por limitaciones técnicas y desincentiva dichas bajadas de carga. A este coste fijo han de sumarse diversas tasas variables: unas relacionadas con el tratamiento del combustible gastado y con su aportación para el futuro desmantelamiento, el actual impuesto del 7% sobre los ingresos brutos, y diversos tributos autonómicos o locales[1].

El combustible nuclear no es como los combustibles fósiles que se introducen bajo demanda en el motor o la caldera; consiste en conjunto de varillas que contienen pastillas de uranio enriquecido hasta un máximo de un 5% de material físil y ensambladas en unos “elementos combustibles” con unos determinados enriquecimientos en U-235, que una vez cargados en la vasija a presión del reactor permanecen en él durante 12 o 18 meses (“ciclo de combustible” o “de operación”) hasta la siguiente parada programada para una nueva recarga. En dicha recarga se introduce, dependiendo del tipo de reactor, aproximadamente 1/3 de elementos combustibles nuevos, y permanecen los restantes 2/3 hasta sus correspondientes recambios. Durante el ciclo de operación los elementos combustibles se van “quemando” como consecuencia del proceso de fisión hasta alcanzar el grado de quemado permitido por su diseño. El ‘freno’ y ‘acelerador’ principal de una central nuclear son unas barras absorbentes de neutrones que se insertan entre los elementos combustibles, así como, en los PWR (todos menos Cofrentes), Boro-10 disuelto que se añade o retira del circuito de refrigeración; el Boro-10 reduce la reacción de fisión en cadena al absorber neutrones que se generan en el proceso de fisión. El diseño actual del reactor nuclear de las centrales españolas está optimizado para funcionar a plena carga sin apenas pisar dicho freno durante todo el ciclo previsto para el combustible. Actualmente, los diseños del combustible y la operación segura tienen limitado el ‘uso del freno’ a una decena de veces, y una energía no generada de como máximo el 2% a 3% de la del ciclo, y con limitaciones en las rampas de bajada y subida, en el tiempo de operación al mínimo técnico de potencia reducida, e incluso en el momento del ciclo en que se solicita la bajada.

Detalle de una central nuclear de Naturgy.
Imagen: Naturgy

Se han producido en el pasado situaciones de bajadas parciales de carga por motivos técnicos diversos, como la necesidad de incrementar la potencia reactiva en un nudo por control de tensión, restricciones de refrigeración en situaciones de extremo calor, o limitaciones técnicas inherentes a la central. Pero dichas paradas o reducciones de carga casi nunca se habían dado por precios de mercado, ya que ni los precios habían sido bajos de manera sostenida muchas horas consecutivas, ni los ahorros de combustible y tasas eran significativos, tal como sí sucede en centrales que queman gas o carbón. Por una parte, se precisan varias horas o algún día para recuperar la velocidad de crucero, con la consiguiente pérdida de generación e ingresos durante toda la ‘rampa de subida de carga’[2]. Por otra parte, de preverse frecuentes “frenazos”, debería recalcularse el diseño del combustible en el reactor y realizar las modificaciones que fueran necesarias en los equipos por control de la distribución de potencia local en el núcleo del reactor y por diversos criterios de seguridad, así como la duración del ciclo de combustible entre dos recargas, para maximizar la eficiencia de la gestión del combustible.

Algunos estudios indican que el coste del combustible nuclear puede suponer entre un 20% y un 30% del coste de operación de una central, por lo que una buena gestión del combustible supone un objetivo económico importante para una planta, para conseguir los grados de quemado del combustible requeridos para su descarga. En cualquier caso dicho coste se puede asumir como fijo una vez diseñado e introducido en la vasija, sin ahorros relevantes en el caso de bajadas puntuales de carga. Sería problemático -y necesario estudiar- el llegar a una recarga con un combustible menos quemado y con menos actividad (por menores productos de fisión) pero más reactividad (más uranio-235 físil) que lo previsto, y posiblemente más costoso de tratar; se podría considerar cierto ahorro en el caso de poder retrasar la recarga, no obstante, el elevado número de trabajos programados y de trabajadores involucrados desaconseja muy fuertemente dichos aplazamientos. En resumen, ni es posible hacer bajadas de carga fuera de los límites de diseño del combustible y de la operación del ciclo, ni parece factible retrasar una recarga para ahorrar en coste de combustible.

Funcionamiento flexible actual

Sí que existen hoy en día potenciales ahorros variables relevantes en las tasas e impuestos, y todo apunta a que son los que realmente motivan las puntuales bajadas de carga que se han producido en los últimos meses. En base a las tasas públicas, y en base a la operación observada, el parque nuclear reduce carga por debajo del entorno de 10 a 15 €/MWh (respetando las restricciones comentadas durante el ciclo de combustible).

Dado el mayor peso de los costes fijos, y que incluso el coste del combustible puede considerarse como fijo independientemente del grado de quemado en el ciclo, se deduce que la operación de los reactores nucleares con frecuente reducción de su producción no sólo no ahorraría costes totales por megavatio hora producido, sino que posiblemente los incrementaría (mismos costes, divididos por una menor producción). También cabe suponer que las tasas variables, recientemente revisadas al alza para costear los desmantelamientos, deberán revisarse de nuevo al alza para compensar una producción nuclear previsiblemente a la baja; incluso ¿no cabría pensar cambiar su estructura a un pago por megavatio instalado, habida cuenta de que el coste de desmantelamiento no depende de la producción del reactor, y que es dicha estructura de tasas la que les hace bajar carga?

Esto implica que, si pensamos en costes operativos reales, sin una regulación de tasas e impuestos variables, una empresa energética reduciría más sus costes variables interrumpiendo energía eólica o solar (con costes variables bajos, pero positivos), y manteniendo una central nuclear al 100% de carga. En la medida en que la regulación actual produce unos ahorros a los operadores nucleares al bajar carga, a pesar del incremento de costes operativos, ahí queda la pregunta de si tenemos una regulación adecuada de los cargos nucleares. En mi opinión, tiene más sentido técnico y económico interrumpir generación eólica o solar, que interrumpir parcialmente generación nuclear, ya que las bajadas de carga nuclear:

no ahorran costes de generación, sino que si acaso los encarecen.
reducen la recaudación para un coste de desmantelamiento y tratamiento del combustible que será similar, por lo que se retrasa la recaudación de estos costes a años futuros.
conllevan numerosos estudios, extensos y costosos, para validar diseños del combustible y sistemas del reactor y auxiliares para modos de operación más exigentes.

Imagen: Gas centrifuge cascade / Wikimedia commons

Optimización operativa

Si bien queda claro que es preferible no bajar carga, no es lo mismo funcionar una o dos horas consecutivas de precios bajos, que hacerlo durante 48 horas consecutivas de precios bajos. Esta situación se produjo por ejemplo los pasados 21 y 22 de diciembre de 2019, debido a la combinación de una baja demanda de fin de semana, con una elevada producción eólica y una elevadísima producción hidráulica fluyente no gestionable. Durante el fin de semana completo hubo excedentes de potencia renovable sobre la demanda del sistema, y los precios marginales fueron marcados por generación eólica en el entorno de 1 a 2 €/MWh. Estas situaciones se han repetido durante los meses de abril y mayo de 2020, debido a diversos factores empeorados por la crisis del Covid-19.

La generación nuclear inflexible incrementa la frecuencia de horas con excedentes renovables sobrantes, y los consiguientes precios casi nulos. En esas situaciones, que hoy en día se dan típicamente 1% a 2% de las horas del año (hasta 8% en 2014!), no sólo la generación nuclear cobra casi 0€/MWh, sino que también lo hace toda la generación ‘inframarginal’, es decir toda la generación hidráulica fluyente, la eólica y solar que no tengan incentivos externos al pool, y la cogeneración. Es por ello que la optimización de un portfolio de generación puede llevar a reducir carga nuclear en lugar de reducir carga eólica, si con ello se ahorran las tasas nucleares variables, y se incrementan los precios del mercado para dicha generación inframarginal durante un largo periodo de varias horas consecutivas.

El 21 y 22 de diciembre de 2019, con un pool medio de 2€/MWh, el parque nuclear redujo su carga hasta el 70% durante 48 horas, para luego volver paulatinamente a su plena carga en un total de 5 días. También se han producido bajadas de carga similares durante los momentos álgidos del confinamiento por Covid-19, con hasta 2 semanas de operación a cerca del 80% de carga.

Figura 2 – Producción nuclear horaria (% sobre disponible) vs. Precios de Mercado Diario en abril y mayo de 2020

Fuente: Red Eléctrica de España, OMIE, AFRY Management Consulting

Y es que, en esas situaciones, en que ninguna tecnología de costes variables bajos quiere ser interrumpida, permanecer en el despacho se juega en los decimales de euro por megavatio hora ofertados al mercado. Ya no existe una prioridad de despacho para las energías renovables, sino una competencia por escrupulosa oferta en el mercado diario, y la energía eólica bien puede y debe ser interrumpida si en estas situaciones oferta apenas unas décimas de €/MWh más alto que la energía nuclear; o viceversa. En el caso de la generación hidráulica fluyente, cabe señalar que existen relevantes restricciones de seguridad que obligan a turbinar el agua en lugar de verterla por los aliviaderos, como son la posibilidad de que haya personas cerca de las presas o que dichas presas no estén diseñadas para evacuar elevadísimas avenidas de agua por los aliviaderos.

Por ello, ante situaciones de sobrantes renovables a nivel nacional, tiene más sentido económico y de seguridad interrumpir molinos eólicos o paneles fotovoltaicos, que bajar carga de reactores nucleares o reducir la producción hidráulica fluyente vertiendo agua por los aliviaderos de la presa.

Nota del autor

Agradezco las contribuciones técnicas de expertos en tecnología nuclear, que han completado mis conocimientos e investigaciones propias, y han preferido quedar en el anonimato. Aclaro que todas las descripciones, suposiciones sobre decisiones operativas pasadas y futuras del parque nuclear, y opiniones regulatorias, son exclusivamente mías y no están respaldadas ni tan siquiera consultadas con los agentes u operadores nucleares. ¡Son bienvenidas aclaraciones, matizaciones, y contrapropuestas constructivas; que siga el complejo debate energético!

Continuación en ‘Nucleares y alta penetración renovable – visión de futuro (2/2), que se publicará el 28 de octubre.

[1] El Foro Nuclear sitúa las tasas e impuestos en 22€/MWh (https://www.foronuclear.org/sala-de-prensa/notas-de-prensa/las-centrales-nucleares-alcanzan-factores-de-operacion-y-disponibilidad-superiores-al-90-en-2019/)

[2] La rampa de subida de carga tiene, según el tipo de reactor, limitaciones técnicas como en los PWR la lenta eliminación del boro disuelto en el agua de refrigeración, y en todos el ‘envenenamiento transitorio por efecto Xenon’ y el riesgo de interacción pastilla-vaina en las varillas de combustible.

Javier Revuelta es ingeniero eléctrico, posee un MBA por Insead Business School, y es actualmente Senior Principal en AFRY. AFRY es una empresa multinacional de servicios de ingeniería, diseño y consultoría, en las áreas de sostenibilidad y digitalización. AFRY Management Consulting es líder en servicios para el sector energético europeo.

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