La cifras que alimentan el debate sobre la prolongación de vida de las nucleares en España

El apagón del pasado 28 de abril ha reavivado el debate sobre el calendario de cierre de las plantas nucleares. Aunque la hoja de ruta ya está trazada, y fue acordada entre el Gobierno y el sector, las dueñas de las centrales llevan un tiempo pidiendo revisar los plazos. Reclaman además una rebaja de impuestos y tasas, unas pretensiones —respaldadas por grupos políticos, con el PP en primera fila— que añaden una pregunta adicional a la conveniencia estratégica de mantener la generación nuclear más allá de lo previsto: ¿quién asumiría el coste de la prórroga?

No existe una cifra oficial y pública sobre cuánto costaría ampliar la vida útil de los siete reactores ahora operativos, que según el plan acordado en 2019 deberán cerrar de forma escalonada entre 2027 y 2035. “Las inversiones que garantizan la operación segura a largo plazo dependen de cada central y las tienen que pagar las empresas. Ni las van a pagar los ciudadanos ni son cifras exageradamente superiores a las habituales”, puntualiza el ingeniero nuclear Fran Ramírez.

También en el terreno de la rentabilidad económica la única referencia es la que proporcionan las propias compañías, puesto que no se trata de un negocio regulado. Estas estiman que el coste de generar un megavatio hora (MWh) nuclear se sitúa en los 45 euros, y supera los 60 al incluir costes y cargas fiscales, una cifra que el sector ha barajado como posible referencia para establecer una retribución fija.

La industria atómica, encabezada por el lobby Foro Nuclear y que tiene como principales actores a Iberdrola y Endesa, esgrime desde hace tiempo que las cargas que soporta hacen inviable el negocio. “La tributación de las centrales nucleares es altísima y no es comparable a ninguna otra tecnología, además de la tasa que tenemos que pagar a Enresa [la empresa pública que gestiona los residuos nucleares], que subió un 20% en 2019 y otro 30% el año pasado [decisión recurrida por las eléctricas]. No pedimos regalos, queremos que se nos bajen los tributos”, sostiene Ignacio Araluce, presidente de Foro Nuclear, quien argumenta que la situación geopolítica ha cambiado drásticamente desde 2019 y que los objetivos de almacenamiento van más lentos de lo previsto. “En esta situación, ¿el calendario de cierre no merecería una repensada?“, lanza.

Las centrales nucleares están gravadas con impuestos específicos estatales y autonómicos. También costean como parte de su negocio la gestión de los residuos y el futuro desmantelamiento de las plantas, tareas encargadas a la empresa pública Enresa. En este último caso sí hay un horizonte claro: el Plan General de Residuos Radioactivos del Ministerio para la Transición Ecológica cifra la inversión en más de 20.000 millones de euros entre 2024 y 2100. El coste aumentó un 30% tras descartarse un depósito único centralizado para los desechos atómicos, pues ninguna comunidad quiere albergar un almacén tan grande.

Prorrogar la vida de las centrales también impactaría en la tasa Enresa, que se redistribuiría a lo largo de más años, ya que se calcula según la energía generada y los años previstos de funcionamiento de las plantas. “Es como una hipoteca. Si las centrales están activas más años, la tasa por unidad baja automáticamente”, explica Diego Rodríguez, investigador de Fedea. “Extender el cierre no tiene un coste cero, pero sería reducido, ya que la mayoría de los costes de desmantelamiento y gestión de residuos son fijos”.

Natalia Fabra, catedrática de Economía en la Universidad Carlos III de Madrid, mantiene que “el debate en torno a las nucleares es falso" porque “las últimas plantas no se cerrarán hasta dentro de 10 años”. Pero cree que esa discusión encubre otra cuestión: la pérdida de competitividad de las nucleares frente al avance de las renovables. Las tecnologías limpias ya suponen más de la mitad de la electricidad generada —frente al 20% de la nuclear— y son más baratas. “Las renovables son más competitivas y desplazan a la nuclear, que podría no estar dispuesta a seguir operando si no se le garantiza una retribución fija por encima del mercado”, argumenta.

Precios

Las energías verdes han tenido un despliegue espectacular en los últimos años. Su precio para ser rentables ronda los 25-35 euros el megavatio hora (MWh) sin cargas —básicamente, el impuesto a la producción que pagan todas las fuentes—, resume Carlos Martín, responsable de operaciones en la empresa de consultoría energética Enerjoin. Además, no generan residuos ni dióxido de carbono. Tienen, sin embargo, un gran reto: el almacenamiento de la energía que generan, necesario para dar estabilidad a su naturaleza intermitente y que es aún muy limitado.

El Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (Pniec) establece que el almacenamiento pase de los 3,3 GW actuales, según datos de REE, a más de 22 GW en 2030. El mayor peso de las renovables en la generación debería abaratar la factura eléctrica para los hogares, pero cuánto dependerá de la evolución de la estructura del mercado. “El plan se va a cumplir, pero mientras tanto va a hacer falta un acompañamiento. Si no es nuclear, será gas, que es más caro y contaminante”, considera Martín. Esta afirmación es cierta con los precios actuales del gas, y en el contexto de los últimos años, aunque no siempre la generación de ciclos combinados resulta más costosa, ya que influyen otros factores.

Los ciclos combinados también tienen como contrapartida una mayor dependencia del exterior y de los vaivenes del mercado, como demostró la crisis energética que estalló con la invasión rusa de Ucrania. Por esa razón, Joaquín Giráldez, socio de la consultora especializada en el mercado eléctrico Ingebau, asegura que “compraría con los ojos cerrados” energía nuclear a un coste fijo de 60 euros. “No sé si es mucho o poco. Aunque los futuros de energía rondan esos niveles para 2026, puede pasar cualquier cosa”, precisa.

“Podría parecer un chantaje: o me retribuyes por encima el mercado, o apago el reactor y quemo gas, que además venden las mismas empresas”, rebate Fabra, quien recuerda que durante la última Semana Santa, con precios tirados en el mercado eléctrico, cinco reactores estuvieron apagados. “Revisar el calendario ahora mismo no tiene sentido; pueden pasar muchas cosas de aquí a 10 años”, agrega.

José Donoso, director de la Unión Española Fotovoltaica (UNEF), reconoce que el almacenamiento de energía procedente de fuentes renovables necesita un empujón, pero que a la vez “no hay razones por las que no se puedan cumplir los objetivos de 2030″. Considera prioritario simplificar las condiciones administrativas y técnicas, porque el apetito inversor está presente: “Tenemos una ventaja competitiva en un sector clave. Hay interés y empresas dispuestas a realizar las inversiones, pero hay que darles seguridad”, concluye.