Endesa, Iberdrola y Naturgy buscan a marchas forzadas un acuerdo que permita desbloquear la situación de las centrales nucleares en España para establecer, tal y como quiere el Gobierno, una "senda de cierre" de estas plantas.
En la mesa de negociacion se manejan en estos momentos varias opciones: el intercambio de participaciones en las nucleares, la compra de dichos activos o conseguir una retribución regulada del Gobierno que permita realizar las inversiones necesarias para una operación a largo plazo.
La opción que parece cobrar más fuerza por el momento es la del intercambio de activos entre las empresas eléctricas, que tal y como adelantó elEconomista el pasado 22 de noviembre, serviría para resolver la parálisis actual.
Endesa está abierta a cualquier tipo de acuerdo que les permita seguir operando centrales nucleares a largo plazo. En este sentido, la compañía que preside Borja Prado quiere quedarse con la gestión de las tres centrales que hay en Cataluña para operarlas hasta los 50 años y dejaría en manos de Iberdrola y de Naturgy la decisión sobre el resto. De este modo, Endesa se quedaría el 28% de Iberdrola en Vandellós II y el 15% de la eléctrica vasca de Ascó II a cambio de que Endesa entregara a su vez el 36% de la central de Almaraz, la primera sobre la que se debe decidir este próximo mes de marzo.
Con este reparto, Endesa seguiría siendo la eléctrica de referencia en las centrales donde ya tiene mayoría e Iberdrola, a su vez, tendría el control en las que también cuenta con una posición accionarial mayor para que cada una pudiera tomar la decisión que considerase adecuada.
El problema surge a la hora de realizar las valoraciones de estos activos donde las posiciones de momento no se acercan, ya que mientras Endesa defiende que le ahorraría el coste de desmantelamiento a Iberdrola, la compañía de Ignacio Galán no considera estas centrales un activo hundido si el Gobierno cambia la regulación.
Situación complicada
Un caso singular sería el de la central de Trillo, donde Naturgy reclama cierta capacidad de decisión para hacer valer sus participaciones. Y EDP, por su parte, tal y como explicó su presidente, Antonio Mexía, a elEconomista, requeriría de una retribución adecuada para seguir operando las centrales o respaldará también el cierre.
La situación, por lo tanto, es muy complicada, ya que según indican fuentes conocedoras, el diálogo se puede enquistar y que llegue marzo sin acuerdo a la espera de la reacción del Gobierno. De hecho, no descartan que alguna de las empresas quiera que esto suceda para redoblar la presión sobre el Ejecutivo.
Con este escenario, las eléctricas se verían abocadas al cierre de la central de Almaraz, una de las más eficientes del parque nuclear.
Por otro lado, existe la opción de que Endesa se hiciera con la participación de Iberdrola en las centrales como la de Almaraz y se convirtiera en el gran operador nuclear español y, por último, un cambio en la retribución que facilite a las compañías poder lograr una rentabilidad a las inversiones que necesitan estas plantas para poder operar a largo plazo, es decir, hasta los 50 años o una simplificación de la normativa actual sobre las agrupaciones de interés en las que se aunan las participaciones de las nucleares.
Amortizaciones
En esta panoplia de medidas hay que tener en cuenta que el cierre total del parque nuclear supone que Endesa e Iberdrola tendrán que amortizar cerca de 6.000 millones entre 2023 y 2028.
Iberdrola amortiza cada año del orden de 500 millones (a 40 años), lo que les lleva a pérdidas mientras Endesa lo hace a 50 años y les permite seguir ganando dinero. En caso de que no se llegara a un acuerdo, la eléctrica tendría que amortizarlas de golpe lo que le supondría importantes pérdidas.
En España hay en estos momentos 17.000 MW de potencia sobrante para hacer frente a la demanda existente. El ratio de cobertura mínimo se considera que debe ser del 1,10 y ahora mismo estamos en 1,35, prueba de ello es que el regulador europeo Acer asegura que España no tiene riesgos de suministro este invierno.
Con la previsión de evolución de consumo, las eléctricas consideran que sobrarán 5.000 MW en 2030 mientras que la Comisión Nacional de Mercados y Competencia reducen esta cifra hasta 3.000 MW.
Esta situación deja abiertos tres escenarios posibles para el Plan Nacional de Energía y Clima: el cierre del carbón nacional, el cierre del carbón importado o el de las nucleares. En estos momentos, el escenario que parece ya evidente es el cierre de los 6.000 MW de carbón nacional antes de 2020.
La clausura de las centrales nucleares que plantea el Gobierno supondría, según las cuentas de las eléctricas, incrementar alrededor de un tercio las actuales emisiones de CO2. En estos momentos, el sector eléctrico emite 60 millones de toneladas de CO2 al año, por lo que si se tuviera que cubrir la producción de energía de estas centrales, que asciende a 56 TWh, las emisiones resultantes podrían llegar a alcanzar los 22 millones de toneladas adicionales.
El Gobierno tiene que presentar en los próximos días el Plan Nacional de Energía y Clima que debería servir para poder desbloquear la situación.
Cada una de las tres empresas, como ya se vio hace unas semanas en el consejo de la central nuclear de Almaraz, tiene su posición particular. Iberdrola y Naturgy han pedido renovar la licencia por cuatro años y Endesa quiere hacerlo por 10 años.
La eléctrica necesita mantener capacidad de generación en España ante el cierre del carbón
Todas las centrales nucleares superarán en la próxima autorización los 40 años de la llamada vida útil de diseño (Almaraz 2020, Ascó I 2022, Asco II 2025, Cofrentes 2024, Trillo 2027 y Vandellós II 2027) y si los permisos siguiesen siendo de diez años, la central más longeva llegaría al año 2034, un extremo que las empresas también están pidiendo que se cambie para poder afrontar las inversiones necesarias para poder seguir operando.
Si el Gobierno limitase la vida a estos 40 años, las fechas de cierre estarían prácticamente ya marcadas, pero Endesa está dispuesta a llevar al menos las tres centrales catalanas u otras hasta los 50 años.
La eléctrica necesita mantener capacidad de generación en España ante el cierre del carbón, ya que de lo contrario su producción eléctrica se quedará notablemente disminuida con los cierres que están por venir.
