El lento adiós a las nucleares en España

Para abordar el debate nuclear conviene considerar tres ideas: las centrales no se apagan de un día para otro; explotar una planta no es rentable si los propietarios tienen que hacerse cargo de los residuos que producen, y España sólo puede sustituir con renovables la electricidad que generan los siete reactores en funcionamiento —20% de la producción— si invierte masivamente en baterías de almacenamiento. La energía nuclear exige subvenciones y garantías públicas elevadas, largos plazos de construcción y altos precios de la electricidad. La energía nuclear, no solo en España, también en España, es terreno abonado para la disputa política, la acción de los lobbies y la desinformación.

En ese magma, las eléctricas propietarias de las centrales de Almaraz —Iberdrola, Endesa y Naturgy—; Ascó —Endesa e Iberdrola—; Cofrentes —Iberdrola—; Vandellós —Endesa e Iberdrola— y Trillo —Iberdrola, Naturgy, EDP y Endesa— han decidido reconsiderar su posición. En 2019 aceptaron y firmaron un protocolo de cierre de centrales entre 2027 y 2035. La primera, Almaraz, en 2027 y la última Trillo, en 2035. Eran tiempos de despegue renovable, presión por el medio ambiente y revisión de los costes de almacenamiento de los residuos. La gran locomotora, Alemania, cerraba sus últimas centrales y ponía fin a 60 años de apuesta por el átomo. Todo ha cambiado. La transición energética en la UE ha dejado de ser una prioridad, la guerra de Ucrania obliga a asegurar el suministro energético y Alemania se replantea el apagón nuclear.

En España, las eléctricas, agrupadas en la asociación Foro Nuclear, quieren revisar el calendario de cierre y extender el funcionamiento de las centrales más allá de su vida de diseño —40 años—. Con dos condiciones: reducir lo que pagan por la gestión de residuos y asegurar que la energía que producen las centrales tiene hueco en el mercado. Resumido: menos impuestos —menos pagos a la empresa pública de residuos Enresa— y una tarifa fija que asegure el negocio. Los grandes de la energía, Ignacio Sánchez Galán (Iberdrola); José Bogas (Endesa) y Francisco Reynés (Naturgy) aún no han armado una propuesta conjunta para el primer cierre —Almaraz—, pero se han pronunciado en la misma dirección. Sánchez Galán lleva tres meses cargando contra el cierre nuclear y advirtiendo subidas bruscas de precios; Bogas ha adelantado que quiere “ajustar” el protocolo de cierre para retrasarlo según las necesidades del sistema energético y Reynés también defiende posponer el cierre de Almaraz y reevaluar cierres. El PP apoya las reclamaciones, apuntaladas por informes rotundos. “El cierre del parque nuclear”, concluye la consultora PWC, “implicará un riesgo en la garantía de suministro del sistema eléctrico y, como consecuencia, otras tecnologías (principalmente térmicas), que actualmente funcionan en punta para cubrir la volatilidad de las renovables, pasarán a funcionar en base con un mayor coste y mayores emisiones para el sistema eléctrico”.

Doble llave

El Gobierno de Pedro Sánchez aseguró el plan de cierre de nucleares con doble llave: el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) y el plan de residuos de 2023. El acuerdo de 2019 contemplaba que la tasa Enresa —con la que los titulares de las centrales sufragan la gestión de los residuos-—subiría en torno al 20%. Así se hizo: la tasa subió de 6,69 euros/MW a 7,98 euros/MWh y la empresa pública Enresa pasó a recaudar 480 millones (para una producción de 60.000 MWh al año), 80 millones más. El Protocolo no contemplaba lo que iba a suceder después. Los cálculos de la “tasa Enresa” respondían a un plan para centralizar todos los residuos en un único emplazamiento —un Almacén Temporal Centralizado (ATC)— que el Gobierno de Rajoy decidió ubicar en Villar de Cañas (Cuenca).

El plan del ATC hizo aguas por razones técnicas pero, sobre todo, porque ninguna Comunidad Autónoma estuvo —y está— dispuesta a aceptar residuos de otras regiones. Como consecuencia del rechazo, donde se planeaba un único almacén —y una tasa concreta para financiarlo—, florecieron siete almacenes temporales descentralizados (ATD) y una tasa más elevada. Traducido a números: la gestión de residuos con una única instalación, iba a costar entre 1985 y 2100 un total de 24.436 millones. Pero, según cálculos de Enresa, la factura se eleva ahora en 2.125 millones. Es un pico que conlleva más tasa Enresa y más polémica. Por resumirla: las eléctricas sostienen que el protocolo que firmaron en 2019 limitaba la subida de tasas al 20% mientras el Gobierno, protocolo en mano, lo niega. El 20% era un mínimo. El resultado es que las empresas han recurrido todo: hay recursos al séptimo plan de residuos; al Real Decreto que actualiza la tasa de Enresa y a la decisión de abandonar el ATC; hasta hay una última reclamación de Iberdrola por la vía civil contra el protocolo.

Hay fuego legal graneado mientras se trata de extender la idea de un renacer nuclear, basado en la conferencia sobre el Cambio Climático 2023 (COP28), en la que una veintena de países se comprometieron a triplicar la aportación nuclear en el mix energético y en los proyectos en marcha en Reino Unido, Bélgica o Finlandia. Un supuesto renacer con innovaciones tecnológicas relevantes como los pequeños reactores modulares (SMRs por sus siglas en Inglés). La realidad, sin embargo, es que los SMRs existen sobre la mesa de diseño —al menos en Occidente— aunque compañías como GE Vernova (General Electric) trabajan ya con posibles clientes en tres países: EE UU (Tennessee Valley Authority); Canadá (Ontario Power Generation) y Polonia (Synthos Green Energy). Mientras los SMR sigan siendo solo proyectos, sostiene el experto en energía Javier García Breva, de N2E, la realidad es que “la nuclear es una tecnología que no ha madurado; una tecnología de costes crecientes. Cada maduración, cada avance, supone un incremento de los costes”.

El debate afecta a los escaparates nucleares de Reino Unido (planta Hinkley Point C); Bélgica, con la extensión de la vida útil de los reactores de Doel y Tihange —15.000 millones de ayudas comunitarias— y Finlandia —Olkiluoto-3, construida por Areva y Siemens con 14 años de demora y un coste de 11.000 millones, tres veces más de lo previsto—. Para los pronucleares son la prueba del renacimiento; para los críticos, la prueba de que los nuevos proyectos son una sangría. En España, la pregunta clave es si el sistema puede prescindir del 20% de generación nuclear. A día de hoy, la respuesta es no. “Sería posible”, explica García Breva, pero con una condición: el almacenamiento. “Y ese es el gran déficit de España y de Europa, que se ha dormido con el tema de las baterías de almacenamiento”.

Quienes están muy despiertos son los pueblos afectados por el apagón. Pedro Sánchez Yebra, presidente de AMAC, la asociación que agrupa a 60 municipios próximos a las centrales lo tiene claro. “No sé si cuando se acordó el calendario [de cierre], hace seis años, había razones objetivas para ello pero, desde luego, ahora no las hay”. El cierre afectaría, explica Sánchez “a zonas muy poco pobladas, con pocas oportunidades, y para las que las centrales ha sido su industria principal durante 40 años”. Los municipios de AMAC reciben, según la asociación, 15 millones anuales de subvenciones de Enresa a los que se añaden los ingresos por impuestos municipales. En total, Enresa ha distribuido desde 1989 entre un centenar de ayuntamientos próximos a las centrales más de 600 millones.