Los procesos de globalización y liberalización que se están llevando a cabo en los sistemas económicos más avanzados están estableciendo nuevas pautas de comportamiento en los sistemas energéticos, y en particular en el eléctrico. La política energética sigue estando definida por el objetivo de suministro al menor coste, dentro de los límites establecidos por el cumplimiento de las normas de seguridad en la explotación de las instalaciones y las normas de respeto ambiental.
Sin embargo, las experiencias registradas en países pioneros en la liberalización del mercado eléctrico han otorgado una gran relevancia a otros objetivos, entre los que destacan la garantía de suministro y la estabilidad de los costes de producción, y han sido la causa de modificaciones importantes en la valoración estratégica actual de las distintas fuentes de energía, y especialmente de la nuclear.
Aunque las reglas del mercado configuran las decisiones de inversión de los agentes que operan en el mismo, teniendo en cuenta, desde luego, todas las vicisitudes que puedan ocurrir durante el tiempo en el que tienen lugar la construcción y la operación de las centrales, cada vez influyen más los condicionantes del desarrollo sostenible, que tienen en cuenta las necesidades y circunstancias de tiempos muy posteriores y que sólo pueden influir en las decisiones actuales a través de políticas que encamínenlos mercados en las direcciones necesarias.
Los costes de producción de electricidad, como los de toda instalación industrial, son difíciles de predecir con exactitud, por estar sometidos a incertidumbres importantes de predicción de la demanda, precios de los factores, características de operación, fluctuaciones de la moneda y de los mercados financieros, cambios en la regulación, etc. Sin embargo, se utilizan métodos de análisis, acompañados de estudios de sensibilidad, que orientan las decisiones empresariales para satisfacer las necesidades del mercado en condiciones razonables de rentabilidad.
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Coste de generación de la energía nucleoeléctrica.
Al calcular los costes de generación de la unidad de producto de una instalación industrial hay que tener en cuenta la estructura de los costes de instalación y de su financiación, los costes de la materia prima y los de transformación. En el caso de instalaciones intensivas en capital, como son las centrales nucleares, hay que prestar especial atención a la estrategia financiera que se va a aplicar, tiempo de construcción y coste de instalación, y que incluya la remuneración del capital, propio o ajeno. Estos factores pueden tenerse en cuenta implícitamente en la tasa de descuento aplicable a toda la vida de la instalación y que sirve para hacer comparables desembolsos y costes del producto, que se devengan en momentos diferentes. Esta es la base del método del coste nivelado medio de la unidad de producción, que cuantifica el coste unitario del producto (el kWh) generado durante toda la vida de la instalación; al tratarse de un valor medio, permite la comparación inmediata con el coste en que incurren otras instalaciones alternativas, de estructuras de coste diferentes.
Evaluación de los costes.
En líneas generales, los costes del kWh constan de costes fijos, que se devengan cada año en bloque sea cual sea la utilización de la central, y costes variables, que son proporcionales a la energía producida, o sea, que se ahorran si no se produce. Como es sabido, en los países occidentales hace tiempo que no se construye una central nuclear, por lo que actualmente no hay datos fiables para estimar los costes de instalación, base de los costes fijos; no así los costes variables, que están bien definidos por la experiencia en las centrales en operación.
Con ocasión de la reciente decisión finlandesa de construir una nueva central nuclear se han realizado estudios comparativos de las distintas opciones energéticas, que pueden dar una idea de los posibles costes actuales del kWh producido por una central nuclear de nueva construcción, comparados con los de una central de ciclo combinado, con combustible gas natural.
Coste de instalación.
Los factores que intervienen en el coste de instalación son:
La inversión requerida por unidad de potencia instalada, incluyendo los intereses hasta la entrada en servicio. Esta inversión es importante en las centrales nucleares, en gran parte por la complejidad y la calidad impuestas por los requisitos de seguridad. En las centrales que funcionan hoy estos costes fueron aún mayores, al acumularse intereses muy altos durante las paradas anteriores al comienzo de la operación causadas por litigios planteados por los oponentes. La tendencia actual es a otorgar autorizaciones conjuntas de construcción y explotación, de manera que las alegaciones se resuelvan durante el período de información pública, antes de que comiencen las inversiones. El estudio finlandés citado prevé una inversión de 2186 millones de euros para una central nuclear de 1750 MW, o sea, unos 1750 €/kW, comparada con 229 millones para una central de ciclo combinado de 400 MW, es decir, unos 570 €/kW.
El factor de utilización de la central en un año medio. Las centrales nucleares han demostrado un elevado grado de fiabilidad, que permite mantenerlas en operación a plena potencia durante una media de 8000 horas al año. El estudio supone la misma utilización para una central de ciclo combinado, aunque la experiencia demuestra que su utilización más razonable es de unas 6500 horas al año.
Los años de vida operativa, que se supone de 40 años para las centrales nucleares, aunque se tiende a una vida de 60 años. Se suponen 25 años para las centrales de ciclo combinado.
La tasa de actualización a aplicar, que se supone del 5% para ambos tipos de central.
Con estos datos, el coste de instalación de una central nuclear resulta de 12,74 €/MWh, y el de una de ciclo combinado 5,07 €/MWh. Este coste, por su naturaleza, es fijo.
Coste de combustible.
Los factores que configuran este coste son:
El coste de los concentrados de uranio, que se ha mantenido constante durante los últimos 25 años, el de los servicios de conversión a hexafluoruro de uranio y de enriquecimiento en U-235 hasta el necesario para el funcionamiento de las centrales y el de la fabricación de los elementos combustibles que se introducirán en los reactores.
El coste del gas natural para las centrales de ciclo combinado, a pie de central.
El rendimiento de la central, es decir, los kWh eléctricos producidos por cada kWh térmicos producido por la fisión o la combustión según el caso. En las centrales nucleares, que usan vapor saturado, este rendimiento es de 34%. El las centrales de ciclo combinado llega al 55%.
Los costes financieros producidos por las diferencias entre los momentos de devengo de estos costes y la producción del kWh.
Con estos datos, el coste de combustible de las centrales nucleares resulta de 2,86 €/MWh, comparado con 19,88 €/MWh para las centrales de ciclo combinado. La gran diferencia se debe al precio del gas y a la gran utilización del combustible nuclear, cuyo precio es, además, muy estable y, en todo caso, representa una parte pequeña del coste total del kWh. En las centrales de ciclo combinado se da el caso opuesto.
Costes anuales de operación y mantenimiento.
Coste de operación y mantenimiento, cifrado en 3,41 €/MWh para las centrales nucleares y sólo 0,31 €/MWh para las de ciclo combinado.
Coste de reposición de equipos, repuestos, etc., cifrado en el 1,5% de la inversión inicial, cada año. Este coste, que se puede considerar como fijo, asciende a 3,30 €/MWh para la central nuclear y 1,07 €/MWh para la de ciclo combinado.
Coste total de producción.
Resumiendo las cifras anteriores, los costes de producción comparativos son los de la tabla.
:
Euros por kWh Central
nuclear Central de
ciclo combinado
Instalación 12,74 5,07
Combustible 2,86 19,88
Operación y mantenimiento 6,71 1,38
Total 22,31 26,33
Estos costes resultan favorables a las centrales nucleares para utilizaciones en base, es decir, funcionando todo el año. Las centrales de ciclo combinado son más baratas a corto plazo y para utilizaciones menores, y son muy vulnerables ante las fluctuaciones del precio del gas.
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