Mochovce 440 MW cambia el flujo eléctrico

El regulador nuclear eslovaco, ÚJD SR, autorizó el 18 de septiembre el «arranque energético» del cuarto reactor de Mochovce, la fase en la que los ingenieros elevan gradualmente la potencia mientras conectan la unidad a la red eléctrica (ÚJD SR, SITA). El reactor había mantenido por primera vez una reacción en cadena controlada el 6 de agosto (Slovenské elektrárne). La entrada en operación comercial todavía exige completar pruebas escalonadas a niveles de potencia superiores. Pero la pregunta que ya condiciona la economía eléctrica de Europa central es sencilla: cuando la unidad 4 funcione a plena capacidad, ¿quién recibirá realmente esa electricidad?

De la reacción en cadena a los kilovatios hora

Durante el arranque energético, los ingenieros elevan por etapas la potencia térmica del reactor, conectan las turbinas a la red y realizan pruebas en cada nivel. El regulador debe autorizar cada incremento antes de que comience el siguiente (Aktuality.sk).

La mejor referencia para calcular cuánto puede durar el proceso es la unidad 3, un reactor prácticamente idéntico situado junto a la unidad 4. Su arranque energético se autorizó en enero de 2023 y completó nueve meses después, en octubre, la prueba de funcionamiento a plena potencia durante 144 horas (ÚJD SR). El operador eslovaco de la red, SEPS, prevé que la unidad 4 alcance su potencia máxima a finales de 2026, con la conexión a la subestación ya preparada (Energie-portal). Se trata todavía de un objetivo. El 19 de septiembre no se había anunciado públicamente la primera sincronización con la red.

Primer efecto: menos importaciones eslovacas

Slovenské elektrárne, la empresa que opera la central, calcula que la unidad 4 podría cubrir alrededor del 13% del consumo eléctrico de Eslovaquia y elevar hasta aproximadamente el 77,5% la cuota de la energía nuclear en el país (Slovenské elektrárne). Es una cantidad considerable para el tamaño de la demanda eslovaca.

El efecto más probable será que Eslovaquia reduzca sus compras de electricidad a los países vecinos. En 2025 importó de Chequia unos 4,36 TWh netos (Novinky). La producción anual de la unidad 4 probablemente sustituirá buena parte de ese volumen, de modo que los generadores checos perderán un cliente exterior antes de que empiece a circular electricidad eslovaca en sentido contrario.

El efecto sobre los precios de los países vecinos depende de un mecanismo que conviene explicar. En el mercado europeo acoplado del día anterior, los generadores presentan ofertas horarias y un algoritmo ajusta la oferta y la demanda a través de las fronteras (ACER). Una vez construido un reactor, el coste de producir cada unidad adicional de electricidad es relativamente bajo, por lo que las centrales nucleares presentan ofertas reducidas y entran pronto en el despacho. Solo rebajan el precio mayorista en las horas en que su producción desplaza a una central de gas o carbón más cara, que de otro modo fijaría el precio. Y solo abaratan la electricidad de los países vecinos cuando las líneas de interconexión disponen de capacidad libre. Si están saturadas, el beneficio se queda en Eslovaquia.

El beneficio potencial para Hungría

Hungría es el país vecino que más suele citarse como posible beneficiario. En 2025 importó alrededor de 9 TWh netos, equivalentes al 20,2% de su suministro (Infostart). Esa dependencia aumentó durante la ola de calor de agosto de 2026, cuando los problemas en la central nuclear de Paks obligaron a Hungría a recurrir todavía más a la electricidad extranjera (Profitline, Telex).

Una fuente nuclear adicional en Eslovaquia podría amortiguar episodios de este tipo. Pero para que Hungría se beneficie deben coincidir tres condiciones: que la unidad 4 funcione de forma fiable, que haya capacidad disponible en la interconexión entre Eslovaquia y Hungría y que la diferencia de precios haga rentable el intercambio. Ninguna está garantizada. Además, incluso a plena potencia, la unidad 4 no puede sustituir los 2.000 MW de Paks si la central húngara vuelve a quedar fuera de servicio.

Sobrecostes y combustible ruso

Las unidades 3 y 4 debían costar originalmente unos 2.800 millones de euros y terminarse entre 2012 y 2013. Los rediseños de seguridad posteriores a Fukushima, las disputas entre contratistas y los retrasos sucesivos elevaron la factura conjunta por encima de los 6.000 millones de euros (Slovenské elektrárne). Ese dinero ya está gastado. La cuestión ahora es si varias décadas de generación de bajo coste, con unos 440 MW netos, justifican el riesgo que aún queda hasta completar la puesta en servicio.

El reactor sigue dependiendo de combustible ruso diseñado para los reactores VVER. Slovenské elektrárne ha firmado acuerdos con Westinghouse y Framatome para desarrollar alternativas, pero homologar un combustible nuevo, obtener la autorización regulatoria y ampliar su producción requiere años (European Commission). Las primeras cargas de la unidad 4 proceden de la cadena de suministro existente.

La unidad 4 aporta capacidad de generación real a una región que la necesita. Sin embargo, su valor regional dependerá menos de los 440 MW que figuran en la placa del reactor que del número de horas que funcione efectivamente y de que las líneas que conectan Eslovaquia con sus vecinos puedan transportar el excedente.