Esta nueva calificación de la energía nuclear significa que las compañías interesadas tienen ahora otro sector considerado sostenible y, por lo tanto, aspirante a los beneficios y subvenciones destinadas a apoyar otro tipo de energías, como la solar o la eólica. En ese sentido, el Gobierno francés ya ha anunciado que tiene intención de prolongar la vida de sus 56 reactores hasta los 60 años y, además, de construir al menos media docena más. Por el contrario, en España no parece que vaya a cambiar nada.
Fuentes del Ministerio para la Transición Ecológica señalan que esta consideración “no cambia el hecho de que no es una energía verde” por dos motivos: que no es una renovable y que su impacto ambiental es considerable. Las mismas fuentes argumentan que la postura actual del Gobierno español es ceñirse al pacto firmado entre el Ejecutivo, Enresa –la empresa pública que gestiona los residuos nucleares– y las compañías eléctricas que gestionan los reactores para su cierre. “El calendario se mantiene”, zanjan.
Este contexto deja una hoja de ruta que arrancará en 2027 con el cierre de Almaraz I y culminará en 2035 con el cierre de Vandellós II y Trillo. Hasta entonces, las únicas inversiones que contempla el sector son en materia de seguridad. “En España, entre las siete invierten unos 200 millones anuales para mantenerlas actualizadas”, explica Araluce, presidente de Foro Nuclear
Lo que sí es seguro es que, una vez cerradas, se deberán gestionar sus residuos. El Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR) actual, el sexto, data de 2006 y en 2018 quedó obsoleto al paralizarse el proyecto de almacén temporal centralizado (ATC) de Villlar de Cañas (Cuenca). Desde entonces, Enresa ha elaborado un séptimo PGRR que se aprobará, previsiblemente, a mediados de año, mediante el cual propone que cada central guarde el 100% de sus residuos en almacenes individuales (ATI) hasta que en 2073 se destine la totalidad a un almacén geológico profundo.
El problema con la nueva versión reside en los costes, ya que supone un encarecimiento de 2.125 millones de euros sobre lo pactado en 2019, según cálculos de Enresa. El debate en este caso se centra en quién debe pagar ese sobrecoste, si las eléctricas o el consumidor final.
Araluce lamenta que “había un plan, firmamos un acuerdo en 2019 con un coste estimado y por eso se actualizó la tasa que pagamos a Enresa, pensando ya en un coste extra, y ahora se nos dice que tenemos un plan más costoso”. “Es un sobrecoste porque no hay consenso, no por nuestra culpa”. Fuentes de Enresa, no obstante, recuerdan que, cuando una central cierra, el titular sigue siendo la energética, pero la gestión de residuos queda cedida a la empresa pública, que debe tratarlos, y eso requiere tiempo y costes. En ese sentido, fuentes políticas reconocen que lo más factible es una nueva subida de la tasa, que podría rondar un 12%, hasta los 9 euros por megavatio hora (MWh).
