«El sector nuclear nunca ha recurrido el calendario de cierre de las centrales»

En su recién terminada etapa en Enresa, donde le ha sustituido la también exconsejera extremeña Olga García, ha trabajado en los primeros pasos administrativos para el cese de la actividad en la central nuclear de Almaraz.

–Ignacio Araluce, presidente de Foro Nuclear, ha dicho esta semana que la decisión definitiva sobre Almaraz habría que tomarla como muy tarde en el primer semestre de este año. ¿Está de acuerdo con esa apreciación?

–Me parece que hay que mirar la cuestión de fondo con una visión temporal mucho más amplia. Si yo tuviera que decir cual es la demanda número uno de los agentes del sector eléctrico esa sería la estabilidad. El sector energético es muy intensivo en capital y con unos plazos enormes tanto de maduración de los proyectos como de explotación de los mismos. Nuestra unidad de medida es la década. El sector pide que no haya bandazos y en España hemos tenido épocas en las que ha sido justo lo contrario, como la moratoria a las renovables del año 2012 que no se esperaba nadie y que paralizó todos los proyectos. Hay otro elemento a tener en cuenta y por el que creo que esa afirmación sobre la decisión de revertir la decisión del cese de la actividad es engañosa: desde 2021 hay una planificación y otra de hace cuatro meses y el sector nuclear nunca ha presentado recursos o alegaciones a ese calendario.

–¿Han tenido ocasiones de presentar esas alegaciones?

–El séptimo Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR) se tramitó entre 2020 y 2023. El sector nuclear presentó alegaciones en dos ocasiones, pero ninguna al calendario de cierre. Cuando se aprobó el PGRR en diciembre de 2023, inmediatamente el sector convocó una rueda de prensa en la que enumeró las cuestiones en las que estaba en desacuerdo: todas eran de costes de almacenamiento, de desmantelamiento… pero del calendario, nada. Hubo hasta cinco recursos del sector nuclear y las demandas se presentaron entre septiembre y noviembre de 2024 y no cuestionaban el calendario de cierre. Cuando pudieron alegar no lo hicieron y cuando pudieron presentar recursos no lo hicieron. Además, en los últimos años, las empresas solicitaron la renovación de las licencias de las unidades nucleares por el tiempo que consideraron y se les concedió en ese tiempo.

–¿El PNIEC (Plan Nacional Integrado de Energía y Clima) ha dado esa estabilidad que pide el sector?

–El PNIEC tuvo un aplauso unánime porque contiene una senda para el mix eléctrico con una proyección hasta 2035. Dio claridad a operadores, a inversores, a los bancos… En los últimos años se pueden haber puesto en marcha 30 gigavatios (GW) de fotovoltaica. Han venido fondos y empresas de todo el mundo a invertir en España. Eso tiene mucho que ver con que han valorado la senda que marca el PNIEC. No se hubieran invertido en esos 30 GW si no hubiera habido esa senda de reducción del carbón y de la nuclear. La directiva europea obliga una revisión del PNIEC que se aprobó en septiembre de 2024 y que se ha enviado a Bruselas. Se ha incrementado la ambición en renovables, con respecto a la versión inicial de 2021, para el carbón se ha adelantado el cierre y la nuclear no se ha tocado. Dentro del sector nuclear tampoco se ha dicho nada al respecto.

–En esa estabilidad que piden las empresas, ¿cómo encajaría un cambio en relación a Almaraz en su planificación? ¿Ha cambiado la posición de las empresas?

–El presidente de Iberdrola dijo el año pasado que había que cumplir con el calendario de cierre. En enero en Davos ha dicho otra cosa, pero en noviembre no recurrieron el calendario y dieron por bueno el del PGRR. Me parece incomprensible aparecer en enero de 2025 diciendo que ya no nos parece bien lo que sí nos ha parecido bien hasta hace dos meses. Me suena a que ha habido un cambio de los vientos que vienen de Estados Unidos y si soy mal pensado también puedo ver que en estos años, desde 2018, el mercado eléctrico ha pasado de ser un oligopolio a un mercado mucho más abierto.

–Usted ha criticado que las empresas propietarias de las centrales nucleares no se manifiestan con claridad en el debate sobre su continuidad.

–Foro Nuclear hizo un estudio que decía que necesitaba ingresar 58 euros por megavatio-hora (MWh). Con posterioridad elevaron esa cuantía por encima de los 65 euros. Si eso es lo que está en su mente, que lo digan.

–¿Hay un motivo para esa falta de claridad?

–En la España de finales de la década de los años 2020, con las renovables creciendo y otros 40 gigavatios (GW) de nueva potencia instalada y el desarrollo de las instalaciones de almacenamiento de baterías y de bombeo, el precio de mercado estará más bajo de lo que está ahora. Creo que la nuclear dejará de ser competitiva, a no ser que haya un cambio en la regulación por el que las nucleares dejan de ir a mercado o bien que dispongan de un mecanismo público que complemente sus ingresos de mercado para llegar a cierta rentabilidad.

–Desde el Foro Nuclear sí se expresa con claridad que únicamente se plantearían solicitar una prórroga en la actividad si se produce una reducción de impuestos, que calculan en 1.000 millones de euros al año entre las siete unidades nucleares y de los que 400 millones aporta Almaraz.

–Dicen que pagan 28 euros por cada megavatio-hora (MWh) que generan, pero ahí incluyen la tasa de Enresa, que no es un impuesto. Con esa tasa se financian las actividades de gestión de residuos y de desmantelamientos, de las que son responsables las centrales. Pagan el impuesto que grava a todas las fuentes de energía, que es del 7% y unos impuestos específicos que se crearon por una ley que entró en vigor el 1 de enero de 2013. Luego están las ecotasas autonómicas y los impuestos locales como el IBI sobre los BICE (Bienes Inmuebles de Características Especiales). No parece que las comunidades autónomas y los ayuntamientos que están pidiendo continuidad de las centrales nucleares estén por la labor de atender esa demanda de reducción de impuestos. En cualquier caso, creo que es prioritaria la estabilidad en la planificación.

–Desde Foro Nuclear también trasladan que actualmente hay una orden ministerial que impide a Almaraz pedir la renovación de la licencia. ¿Es así?

–Si hay una orden que el sector nuclear considera que debería cambiarse, que lo pida. Estoy seguro de que sus abogados saben qué ficha tienen que mover.

–Las empresas de la región, por su parte, expresan sus temores de que el apagón de Almaraz afecte al desarrollo industrial extremeño.

–Mi discrepancia es total con que el cese de la central de Almaraz vaya a afectar al desarrollo industrial extremeño ni al de España. En el sector eléctrico, la prioridad absoluta es la seguridad en el suministro. Hay un estudio de Red Eléctrica de España (REE), que se incluye como anexo al PNIEC, que llega a la conclusión de que en el año 2030, cuando ya habrían cerrado cuatro unidades nucleares, el sistema puede funcionar correctamente. En 2024 ha habido un momento en el que solo han estado funcionando cuatro reactores y no ha habido ningún problema. Si REE llega a esta conclusión poco más tengo que añadir.

–¿Puede suponer un aumento de costes para los usuarios del sistema ese apagón de Almaraz?

–Lo que estamos notando gracias a las renovables es que nos hemos ahorrado miles de millones de euros. Entre todas las tecnologías renovables, básicamente eólica y fotovoltaica, hay unos 40 gigavatios (GW) de potencia que tienen necesariamente que entrar en servicio antes de 2028, porque ya tienen las autorizaciones y las perderían de no hacerlo. Con esto y el impulso al almacenamiento, mi convencimiento es que en el horizonte de 2030 los usuarios van a pagar un menor precio por la electricidad.

–Desde el momento en el que se produce la desconexión de los reactores, ¿qué pasos hay que dar hasta su desmantelamiento definitivo?

–Hay diferencia entre cesar la explotación de una central nuclear y el desmantelamiento. El equivalente sería la diferencia entre dar de baja un coche en Tráfico y llevarlo al desguace. El PGRR prevé tres años para obtener la licencia de desmantelamiento y diez años de desmantelamiento. Pero además, para solicitar la autorización del desmantelamiento el mismo día que cesa la explotación hay que empezar a preparar la documentación otros tres años antes. Hace ya años que Almaraz le ha pedido a Enresa empezar a trabajar en el desmantelamiento, pero ya hay que empezar también con Ascó y Cofrentes. Si el calendario se cumpliera milimétricamente serían trece años desde la parada, pero va a ser muy difícil hacerlo en ese plazo. Simultáneamente hay que poner en marcha planes de transición justa en los entornos de las centrales, en los que se deberían implicar las empresas propietarias.

–Foro Nuclear cifra en 630 millones de euros al año la tasa que las empresas propietarias de las centrales nucleares pagan a Enresa para la gestión de los desechos nucleares. ¿Ese pago finaliza en el momento de apagón de los reactores o una vez que se complete el desmantelamiento de las unidades nucleares?

–En el momento en el que cesa la explotación. La tasa se calcula multiplicando la producción bruta por una tarifa. Si no hay producción, la tasa es cero. Es un sistema perverso, pero está en la ley. Yo soy crítico con la ley. Lo que reprocho a las empresas, porque me parece inconcebible, es que después de haberles regalado 3.000 millones de euros, pongan el grito en el cielo, porque queramos ajustar la tasa a los costes reales. Yo propondría cambiar la ley para que la responsabilidad persista hasta la finalización de los desmantelamientos y del almacenamiento definitivo de los residuos. No quiero ser ingenuo: esto no tiene ningún viso de convertirse en realidad.

Además, eso serían miles de años.

–No. Según el PGRR la solución definitiva para el combustible gastado y los residuos de alta actividad pasa por su almacenamiento geológico profundo, a 500 metros de profundidad, y su sellado final antes de 2100.

–¿De dónde salen esos 3.000 millones de euros que dice que le hemos regalado a las empresas?

–Las centrales nucleares españolas empezaron a funcionar entre finales de los años 60 y los años 80. En ese momento no había tasas. Hasta 2005, el 100% de sus costes en la gestión de los residuos se los pagamos los consumidores de electricidad. En ese año se puso la tasa. Lo que Enresa gastó entre 1985 y 2005 está cuantificado en unos 3.000 millones de euros de 2006.

–¿Cubrirá la tasa que han pagado las empresas la gestión a futuro de los residuos?

–Nos va a costar más dinero, porque en todos los proyectos hay imprevistos y desviaciones económicas y eso se va a pagar con cargo a los presupuestos del Estado o en la parte regulada de la tarifa de todos los consumidores. Va a haber desviaciones al alza, seguro y serán muchas y grandes. Enresa está obligada a actualizar costes futuros y ver cómo está la caja del dinero y si con los ingresos futuros pendientes hay dinero suficiente para atender a los costes futuros. En el 2013 ya se vio que era insuficiente, pero hasta 2019 no se actualizó la tasa. El año pasado se ha vuelto a actualizar: subió por un real decreto de 7,98 euros el megavatio-hora (MWh) a 10,36 euros. En abril de 2024, Enresa envió un informe al Ministerio en el que decía que los costes futuros que hay que afrontar en España para gestionar residuos de las centrales y desmantelarlas asciende a unos 17.700 millones de euros. La subida de la tasa responde a que con el calendario de cierre de las centrales se tenga ese dinero en la hucha. La posición de las empresas es que no les corresponde asumir todos esos costes y, en el peor de los casos, que la tasa debería ser intocable.

–¿Cuánto le cuesta a Enresa cada año la gestión de esos residuos?

–En prácticamente todos los países desarrollados la gestión de los residuos radiactivos se hace desde lo público. La razón es el riesgo de dejarlo en unas manos que miran la cuenta de resultados no parece conveniente. Es menos habitual que, como sucede en España, lo público se haga cargo del desmantelamiento y ese es el otro gran chollo para las empresas: en los años que dura el desmantelamiento, todo el riesgo es para Enresa. En 2025 se espera gastar algo más de 400 millones de euros en la gestión de los residuos y los desmantelamientos. Si se ingresan 600 por la tasa, el resto va a la hucha y la previsión es que ese dinero dure hasta 2100, que es cuando concluyen las actividades previstas en el PGRR.

–¿Prolongar la vida útil de las centrales nucleares haría necesarias más inversiones en almacenes de residuos?

–Es posible que sí, pero no sería algo muy significativo. Pero no creo que la toma de decisiones de la planificación energética se deba basar en los costes de la gestión de los residuos.

–¿Dónde se derivan esos residuos?

–En el periodo de actividad y sobre todo en su desmantelamiento hay residuos de media, baja y muy baja actividad que van a El Cabril (Córdoba). Son el 93% en volumen. Luego están los residuos especiales, que son el 2%, y el combustible gastado y los residuos de alta actividad, que representan un 5%. Al almacén temporal (ATI) va el combustible gastado y al ATI de una central que ya se ha desmantelado van también los residuos especiales. Todo irá va con posterioridad al almacén geológico profundo (AGP), que es el gran reto de los países con centrales nucleares.