Costes de la nuclear _borrador 2_

¿La energía nuclear es barata?
Andrés Celave
Dpto. de Estudios e Investigación de ecooo
Agosto de 2010
Agradecimientos
ecooo agradece la desinteresada colaboración de Ladislao Martínez y de Carlos Bravo, dos
destacados especialistas de la cuestión nuclear. Sus aportaciones han sido fundamentales para
la confección del presente informe.
Introducción
Se viven tiempos de definiciones. A la definición del nuevo modelo económico que deberá
establecerse una vez se supere la actual crisis global, le sigue, casi de forma paralela, la
definición del nuevo sistema energético. En nuestro país, como en tantos otros, esta definición
implica la elección racional entre distintos tipos de fuentes energéticas, todas las cuales
intentan demostrar, ante el poder político y ante la ciudadanía, sus ventajas respecto al resto.
Cuando el Cambio Climático y el próximo fin de las reservas aconsejan el abandono progresivo
de los combustibles fósiles (petróleo, gas y carbón), dos fuentes de energía levantan la mano
reclamando su papel en el nuevo mix energético. Una es la que representan las fuentes
renovables, entre las que destacan la energía solar, la eólica, la minihidráulica, la biomasa y la
geotérmica. La otra es la energía nuclear, que vuelve a alzar la voz tras un largo letargo.
Entre las ventajas que se defienden desde el sector renovable, suenan más fuertes las de la
emisión nula de gases de efecto invernadero como el CO2, el CH4 y el N20; la de ser una fuente
inagotable y libre, siempre autóctona, y la de contribuir a una mayor difusión de la generación
energética. Por su parte, la nuclear, subiéndose al tren de la sostenibilidad ambiental,
argumenta ser una fuente de generación eléctrica totalmente exenta de emisiones de CO2,
poco dependiente del combustible exterior y, sobre todo, presume de ser una energía
“barata”.
La diferencia entre estas dos fuentes parece ser, por tanto, una cuestión de costes. Si las dos
representan independencia respecto al suministro exterior, si las dos están libres de gases de
efecto invernadero, lo único que las diferencia es que las renovables, por ser tecnologías
incipientes, son caras para el consumidor, mientras que la nuclear, ya madura, es la más barata
de entre todas las fuentes. Por tanto, en teoría, los que decidan la composición energética del
futuro sistema eléctrico español deberían tener en cuenta estas implicaciones.
Pero ¿tan económica resulta la electricidad de origen nuclear?
En el presente artículo analizaremos esta pregunta. En primer lugar veremos qué argumentos
utiliza el sector para asegurar que la nuclear es una energía barata. Seguidamente, haremos un
repaso de los distintos costes que implica invertir en esta tecnología en el momento actual, en
el ámbito mundial. Por último, analizaremos el caso concreto de España, revisando el coste de
los diez reactores nucleares puestos en funcionamiento desde la década de los sesenta. Lo que
trataremos de ver, en definitiva, es si la nuclear ha resultado ser tan barata como parece.
1
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¿Por qué se dice que la nuclear es barata?
Efectivamente, el precio al que se oferta la electricidad generada por centrales nucleares en el
mercado eléctrico mayorista es de los más bajos, junto con el de la energía hidráulica no
regulable. Esto se debe, principalmente, a que los costes variables de la energía nuclear
(también los de la hidráulica), relacionados con la operación y el mantenimiento de las
centrales, así como con la adquisición de combustible, son bajos. El Foro Nuclear, donde se
agrupan las empresas propietarias de los reactores nucleares existentes en nuestro país,
asegura que estos costes ascienden a 1,06 céntimos de euro por kilovatio-hora (c€/kWh)
producido1: 0,72 c€ de costes de operación y mantenimiento, y 0,34 c€ por el precio del
combustible.
Debido a estos bajos costes variables y al nulo coste de oportunidad2, la electricidad que oferta
esta tecnología en el mercado diario tiene la característica de ser “precio-aceptante”, es decir,
se ofrece a precio cero para ser de las primeras en entrar en el proceso de casación, a la espera
de que tecnologías más caras definan el precio marginal al que se pagará toda la electricidad
producida en el pool. De esta constatación surge la idea de que la nuclear es “barata”.
Es así que, aferrados a este argumento, los defensores de la nuclear pretenden justificar su
actual presencia en el mix, así como reclamar la ampliación de su potencia instalada en el
futuro y ser considerada como la mejor opción frente al doble desafío del cuidado ambiental y
la seguridad de suministro.
Pero en esta argumentación hay un error de base, y es que se confunde el precio con el coste.
El precio al que ofertan su electricidad las centrales nucleares en el mercado, basado como
hemos visto en los costes variables y de oportunidad, es bajo, pero está muy lejos del coste de
la inversión inicial y de otras partidas relacionadas con los costes fijos, que son fundamentales
para determinar la rentabilidad de esta tecnología energética.
Si queremos saber, por tanto, si la energía nuclear es barata, no nos basta con conocer el
precio de mercado. Esto sólo nos muestra una parte del coste. Habrá que indagar también en
el coste de inversión que implica producir electricidad a través de esta tecnología y estudiar
cómo se financia dicho coste. Esto es lo que haremos en el próximo apartado.
¿Cuál es el coste actual de la energía nuclear?
Actualmente resulta difícil para los investigadores y académicos, incluso para las empresas que
proyectan construir centrales nucleares, realizar estimaciones precisas del coste que esta
energía representa. La mayor dificultad radica en el coste de la inversión, ya que hoy en día no
existen suficientes proyectos como para establecer estándares. Además, los analistas deben
tener en cuenta los impredecibles pero recurrentes retrasos de obras, los cuales encarecen
mucho el coste de construcción. Y sumado a todo ello, como veremos, se encuentra la relativa
1
Competitividad de la energía nuclear. Foro Nuclear, 2004.
El coste de oportunidad es el que se produce por el hecho de generar electricidad en un momento
dado a un precio determinado, renunciando a producir en otro momento en el que el precio podría
haber sido más alto. La electricidad que genera una central nuclear no es regulable, por lo que ésta no
puede elegir el momento en que vender su electricidad; es decir, no asume ningún coste de
oportunidad.
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volatilidad del precio del uranio en los últimos años, un factor que cobra cada vez más peso en
la estimación global de estos mismos costes.
Aún así, existe bibliografía relacionada con esta problemática, que basa sus estimaciones en
variables como el coste actual de los componentes utilizados en la construcción de los
reactores nucleares; las condiciones técnicas que los constructores deben cumplir y que, por
consiguiente, pueden llevar a los mencionados retrasos de obra; los costes de operación y
mantenimiento y de combustible, y, claro está, los proyectos actualmente en marcha, los
cuales dan una cierta idea de la situación real.
De esta forma, los estudios aquí mencionados analizan dos tipos de coste: el coste de la
inversión propiamente dicha y el coste normalizado de la energía (LEC, por sus siglas en inglés),
que hace referencia al coste de generación de cada kWh.
Uno de los estudios más avanzados en el ámbito de la energía nuclear es el que llevó a cabo el
Massachussets Institute of Technology (MIT)3 en el año 2003, y que fue actualizado en 2009.
Este estudio se funda en la idea de que la nuclear es una de las alternativas para la reducción
de emisiones de CO2, pero concluye que a día de hoy, considerando todos sus costes, no es
competitiva frente a otras fuentes de energía eléctrica, tales como el gas o el carbón.
Según este estudio, el coste de inversión medio de una central nuclear actual ronda los 4.000
US$ por kW instalado, lo cual, sumado a los 0,67 US$ por millón de Btu (British Thermal Units)
en combustible, arroja un LEC de 8,4 centavos de dólar por kWh producido (en dólares del
2007), un coste casi ocho veces mayor al coste de operación y mantenimiento con el que el
Foro Nuclear español argumenta que es una fuente energética barata. También es muy
superior a los 6,2 cUS$/kWh que el mismo estudio establece para las centrales de carbón y los
6,5 cUS$/kWh de las de gas.
Lo más significativo de estos datos es que demuestran que, desde el informe del 2003, el coste
estimado para la construcción de una planta nuclear ha aumentado en un 15% por año.
También lo hicieron el carbón y el gas, pero no en esta medida.
Este incremento, que refleja la situación de la energía nuclear en Japón, Corea y Estados
Unidos, países donde se están construyendo centrales o donde hay proyectos para hacerlo en
el futuro próximo, se debería, según el MIT, a un incremento considerable de los costes de los
componentes nucleares, pero sobre todo a los retrasos en la construcción, combinados con el
crecimiento de las tasas de interés a lo largo del tiempo, lo cual ha resultado en altas cargas
financieras para las empresas propietarias. Todo ello, no hace sino aumentar el riesgo
económico al que se enfrentan los inversores de plantas nucleares de cara al futuro a nivel
mundial.
El informe termina admitiendo que sólo puede ser competitiva la energía nuclear si logra
eliminar ese riesgo. Y esto se lograría con la reducción de los costes de inversión, con un
período de construcción no mayor de 4 años y con una rebaja de los costes variables de
operación y mantenimiento. Todas estas, son metas que, según sus autores, aún no se ha
probado que puedan alcanzarse.
3
The future of nuclear power:
http://web.mit.edu/nuclearpower/.
an
interdisciplinary
MIT
study,
MIT,
2003.
3
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Pero las estimaciones de costes de instalación, como hemos dicho al principio del presente
apartado, varían de unos estudios a otros. Cabe hacer aquí un breve repaso de algunos de
ellos.
La distribuidora de electricidad americana Florida Power&Light Company (FPL), realizó en 2008
un análisis público para la construcción de dos reactores de 1.100 MW de potencia cada uno.
La estimación del coste total del proyecto (los dos reactores) oscilaba entre los 12.000 y los
18.000 millones de dólares; lo cual equivale a entre 5.500 y 8.200 US$/kW. Una estimación
claramente por encima de la propuesta hecha por el MIT, pero en consonancia con lo que la
calificadora Moody’s consideró en octubre de 2007, cuando estimó un coste cercano a los
6.000 US$/kW4. Ese mismo año, Progress Energy Florida (PEF), compañía eléctrica
estadounidense, cifraba en 17.000 millones de dólares un proyecto similar al de la FPL.
Según Marcel Coderch Collell, analista del Real Instituto Elcano, teniendo en cuenta estos
costes globales de inversión, todo apunta a que el coste a sufragar por kWh producido en
cualquier nueva central nuclear estaría entre los 7 y los 15 centavos de dólar (entre 6 y 13
céntimos de euro5), siendo muy optimista en cuanto a la franja más baja6.
Este nivel de costes se asemeja al que maneja un reciente estudio de la Duke University, en
Carolina del Norte7, en el cual se llega a afirmar que no sólo el gas y el carbón son más
competitivos que la nuclear, sino que incluso la energía solar fotovoltaica ha alcanzado este
hito.
El estudio está basado en la experiencia de aquel Estado norteamericano. Sus autores indican
que, mientras el coste de producción de las centrales nucleares ha ido creciendo en los últimos
años hasta ubicarse en el nivel de los 16 centavos de dólar por kWh8, el coste de los sistemas
solares de tecnología fotovoltaica ha descendido de los 12.000 US$ por kilovatio instalado en
1998 a los 6.000 US$/kW en 2010. De esta forma, mientras las instalaciones fotovoltaicas más
grandes hoy pueden producir electricidad a un coste de entre 12 y 14 centavos por kWh, las
instalaciones medias sobre hogares tendrían actualmente un coste de entre 13 y 19 centavos;
es decir, un coste medio equivalente al de la energía nuclear (16 cUS$/kWh).
La diferencia entre una tecnología y otra, como se puede apreciar, es que el coste de la solar
va en un sentido descendente, cuando el de la nuclear describe el sentido contrario. Así, los
autores de este estudio pronostican que para el año 2020, el coste de aquella se ubicará
alrededor de los 7,5 centavos de dólar por kWh producido9, muy por debajo de los 22 centavos
que puede llegar a costar un kWh nuclear ese mismo año.
4
Un nuevo modelo energético para España. Recomendaciones para un futuro sostenible. Fundación
Ideas para el Progreso. Mayo de 2009. pp. 37 y 38. En este informe se aclara que las estimaciones de
Moody’s y de FPL son más exhaustivas que las del MIT, en la medida en que sus cálculos incluyen los
costes propios o la escalada de precios durante la construcción, que no son tenidos en cuenta en el
estudio del MIT.
5
El tipo de cambio considerado es de 1,17 dólares por cada euro, correspondiente a la paridad del
poder adquisitivo.
6
Fundación Ideas para el Progreso. Ibid. p. 68.
7
Blackburn, J.; Cunningham, S. Solar and Nuclear Costs – The Historic Crossover. NC WARN. Julio, 2010.
8
Para establecer este coste se basan en el estudio de Mark Cooper, del Institute for Energy and
Environment de la Vermont Law School, The Economics of Nuclear Reactors: Renaissance or Relapse? De
junio de 2009. En este estudio, Cooper estima un coste por reactor cercano a los 10.000 millones de
dólares.
9
Es importante destacar que Carolina del Norte no es un Estado donde se hayan alcanzado grandes
economías de escala en la industria solar, ya que a día de hoy cuenta con una potencia instalada total de
4
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El siguiente cuadro resume en cifras lo visto hasta aquí respecto a los costes de inversión de la
energía nuclear.
Tabla 1
Coste de instalación de la energía nuclear
Fuente
US$/kW
cUS$/kWh
MIT
4.000
8,4
FPL
5.500 - 8.200
Moody's
6.000
PEF
8.500
Duke Univ.
10.000
16
Fuente: elaboración propia.
Como vemos, las estimaciones varían mucho de unas fuentes a otras. Todas apuntan a unos
altos costes de inversión y a un precio elevado de la producción, pero es difícil extraer
estimaciones unívocas, ya que apenas se han desarrollado nuevos proyectos de reactores
nucleares en los últimos años que permitan una mayor aproximación en las cifras. Esto se
debe, como apuntábamos antes, a que el riesgo financiero que representa esta tecnología
para los inversores ha estancado las nuevas construcciones.
En este sentido, en Estados Unidos no se ha encargado la construcción de ninguna central
nuclear en los últimos 30 años, ni tan siquiera con las facilidades normativas y económicas que
el gobierno de Bush dispuso a partir del año 2000. En Europa, a excepción de lo que ocurre en
Francia, donde hay una política estatal de apoyo explícito a la generación eléctrica nuclear,
esta industria está prácticamente parada. Alemania y Suecia han apostado por el abandono de
esta tecnología; algo que ya hicieron en su momento Italia y Austria. En España las últimas
centrales se pusieron en marcha en 1988; pero desde 1997, cuando se terminó la llamada
moratoria nuclear y se dejó el camino libre para que cualquier particular pudiera invertir en
esta tecnología, no ha habido nuevas incursiones.
Incluso los pocos proyectos que sí se han puesto en marcha están demostrando el elevado
coste que supone esta opción energética y su escasa rentabilidad en términos económicos.
El caso más paradigmático es el del reactor nuclear Olkiluoto-3, de 1.600 MW de potencia,
proyectado en Finlandia. Este proyecto se hizo público en el año 2001 y se erigió como uno de
los primeros proyectos nucleares que se levantarían en un mercado totalmente liberalizado, es
decir, sin ningún apoyo económico de carácter público. La tecnología del reactor, la
denominada EPR (European Pressurized Reactor), prometía una construcción relativamente
rápida, de no más de cuatro años, y un coste bajo, de 2.500 millones de euros. Era una de las
apuestas fuertes del gobierno finlandés para cumplir con los objetivos del Protocolo de Kioto, y
la oportunidad de la industria nuclear para demostrar su viabilidad económica.
Así, en el año 2005 se comenzó a construir la planta, estimándose su finalización para el 2009.
Pero en 2007 la empresa francesa encargada de la obra, Areva (de propiedad estatal), anunció
que su terminación no se daría hasta el año 2011, y un año después volvió a pronunciarse, esta
vez para aplazar el final de la obra hasta el 2012. Estos retrasos se han ido produciendo por
distintos defectos detectados en su construcción, todos relacionados con la calidad y la
seguridad de la central; defectos que, por lo demás, deben solucionarse si no se quieren sufrir
accidentes graves cuando se ponga en marcha la planta. Pero aunque esto supone optimizar el
13 MW. Es de suponer, por tanto, que en mercados más desarrollados y amplios como el español, estos
costes sean alcanzados con facilidad e incluso superados en un breve espacio de tiempo.
5
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funcionamiento del reactor, lo cierto es que el retraso no hace sino aumentar el costo de
inversión que inicialmente se había estimado.
De esta forma, Areva estima que el sobrecoste total será de unos 3.000 millones de €10, por lo
que el coste total de la planta podría ascender a 5.500 millones de €. Recordemos que por un
coste similar (4.000 US$/kW) el MIT ya aseguraba en 2009 que la tecnología nuclear no puede
ser competitiva frente a otras fuentes energéticas. Es decir, el proyecto Olkiluoto-3, ha
fracasado en su intento de demostrar que la nuclear puede valerse por sí misma y prescindir
de la ayuda pública para convertirse en una tecnología económicamente rentable.
Pero además de los costes de inversión, en el futuro próximo el sector nuclear deberá afrontar
un coste adicional con el que no contaba hasta hace unos años, y es el del propio combustible
utilizado, el uranio. Como se puede ver en el gráfico 1, el precio del uranio a nivel mundial ha
experimentado una gran volatilidad en los últimos años, con un incremento global cercano al
220% desde el 2004, y del 500% si ponemos como referencia el año 2000.
El gráfico representa el coste del uranio en libras, como medida de peso11. Expresado en
kilogramos, lo que refleja el gráfico es que en la actualidad cada kg de uranio cuesta alrededor
de 87 dólares, habiendo llegado a un máximo histórico en 2007, cuando alcanzó los 298
dólares. Este aumento de costes tiene grandes implicaciones para la producción eléctrica
nuclear. Si, como veíamos antes, el Foro Nuclear aseguraba en 2004 que, de 1,06 c€ por kWh
de origen nuclear, 0,32 céntimos correspondían al coste de combustible, hoy tendríamos que
ubicar esta última cifra en el orden de los 0,7 céntimos, lo cual provoca un aumento en el coste
total de generación del 66%.
Gráfico 1
Fuente: www.indexmundi.com
Este aumento, lejos de ser coyuntural, puede tornarse crónico si, como se demuestra en el
Libro Rojo de la Agencia de la Energía Nuclear de la Organización para la Cooperación y el
Desarrollo Económico (OCDE), las reservas de uranio a un precio accesible (entre 80 y 130
dólares por kilogramo) son de apenas cuatro millones de toneladas, lo que sólo cubre un 50%
de la demanda mundial de uranio12. Esta relativa escasez de combustible, en un escenario
como el que propone la propia industria nuclear, de relanzamiento de su uso a nivel global,
10
Financial Times, de 17 de octubre de 2008.
Una libra equivale a 465 gramos (0,456 kg).
12
Una energía sin futuro. Desmontando las mentiras de la industria nuclear. Greenpeace, noviembre de
2008. p. 6.
11
6
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puede disparar los costes de generación; los únicos de los que el sector nuclear puede
presumir de ser bajos.
Resumiendo las consideraciones que se han hecho en este apartado, si ponemos la atención
en el coste de la inversión global de una central nuclear (sin incluir todavía la gestión de los
residuos radiactivos) es evidente que esta tecnología no puede ser competitiva por sí misma,
dado que no es rentable, y, obviamente, no puede ser considerada nunca una fuente
energética “barata”. Sin ayudas públicas constantes su desarrollo es inviable. En Estados
Unidos, entre 1943 y 1999, el sector recibió en forma de subsidios alrededor de 145.000
millones de dólares13 y, como se ha visto, esto no ha ayudado a que se redujeran los costes de
inversión a día de hoy, sino más bien al contrario. El Nuclear Energy Institute de ese país,
considera que en la actualidad, un “volumen mínimo aceptable de subsidios”, para la
consecución de los objetivos del sector en el futuro, estaría en el orden de los 100.000
millones de dólares adicionales a los ya conferidos históricamente14. Es decir, es claro y
evidente que la energía nuclear, a pesar del apoyo público, no es una tecnología capaz de
avanzar en la curva de aprendizaje, como sí ha demostrado hacerlo la energía solar
fotovoltaica que en diez años ha reducido su coste de instalación a la mitad.
Que hoy se considere la posibilidad de aumentar la cuota nuclear en el mix energético
mundial, se debe a la siempre codiciada autonomía energética de los países y al poco
sostenible argumento de que es una tecnología idónea en la lucha contra el cambio climático.
Sin embargo, como asegura Coderch, la energía nuclear ha demostrado ser un fracaso
económico a nivel global, ya desde mediados de los años setenta15. Una constatación, esta,
que terminó de concretarse tiempo después con los accidentes de Three Mile Island en 1979 y
de Chernóbil en 198616.
En el caso español, la transferencia de rentas desde los usuarios y contribuyentes a las
empresas propietarias de las centrales nucleares, a través de diversos mecanismos de subsidio,
ha permitido que las plantas ubicadas en nuestro país hayan podido ser amortizadas y
rentabilizadas. Gracias a ello, y sólo a ello, los defensores del sector nuclear español pueden
argumentar que la energía que proviene de esta fuente es la más barata, dado que su única
referencia es el precio al que venden la electricidad en el mercado mayorista. Muy distinto
sería el caso de nuevas centrales, como las que propone construir el Foro Nuclear (el cual cree
conveniente la construcción de otras dos o tres plantas en el futuro próximo), puesto que
tendrían que hacer frente a unos costes altísimos de inversión, como los que acabamos de ver.
Pero entonces, ¿cuáles han sido las vías por las cuales se han realizado esos subsidios en
nuestro país? ¿Y qué coste han representado para el conjunto de los ciudadanos? Esto es algo
que desarrollaremos en el próximo apartado.
13
Goldber, M. Federal Energy Subsidies: Not All The Technoliges Are Created Equal. Renewable Energy
Policy Project. Research Report, nº 11. 2000.
14
El sector tiene el objetivo de levantar 100 nuevos reactores nucleares. The New York Times, 26 de julio
de 2010.
15
Fundación Ideas, ibid.
16
Se estima que el coste económico del accidente de Chernóbil asciende a más de 200.000 millones de
euros.
7
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¿Qué ayudas ha recibido la industria nuclear en España?
Desde su inicio, la industria nuclear española ha contado con el apoyo normativo y económico
del Estado para facilitar su desarrollo, para hacer viable la inversión en el sector.
El primer paso legislativo se dio con el Decreto-Ley de 22 de octubre de 1951, por el cual se
creó la Junta de Energía Nuclear, financiada por las arcas públicas y encargada de realizar
estudios e investigaciones “conducentes al desarrollo de las aplicaciones de la energía nuclear
a los fines nacionales y a la promoción de una industria de materiales y equipos nucleares”. A
su vez, actuaría como órgano asesor del Gobierno.
Allanado así el terreno para el desarrollo de esta tecnología, apareció tiempo después la Ley
25/1964, de 29 de abril, sobre Energía Nuclear. Esta ley tenía como objetivo fomentar el
desarrollo de la industria y regular su puesta en práctica, así como tomar las precauciones
respecto a la seguridad de las instalaciones. Curiosamente, nada se desarrolla aquí en torno a
la cuestión del almacenaje de residuos radiactivos17.
Entre las medidas adoptadas por esta ley, y que supusieron un apoyo explícito del Estado al
sector nuclear, están la creación de un Instituto de Estudios Nucleares, dirigido a formar
especialistas; el no exigir al capital privado responsabilidades “excesivamente graves” en caso
de accidente nuclear, para favorecer así el desarrollo de la industria; el establecimiento de
“programas de incorporación” de la energía nuclear al abastecimiento nacional; la financiación
y puesta en práctica de la prospección y explotación de las zonas mineras nacionales, y el
fomento y desarrollo de la industria de fabricación de combustibles y materiales nucleares , así
como el asesoramiento y la ayuda técnica a la industria.
Por tanto, la industria nuclear española tuvo un nacimiento arropado por el propio Estado,
quien se encargó de brindarle las condiciones de base necesarias para su implantación. A partir
de ahí, la inversión le correspondía al capital privado. Pero incluso en esto el rol estatal fue
muy activo, puesto que a los propietarios de las centrales nucleares se les confirió un marco lo
suficientemente estable como para tener garantizada la recuperación del capital invertido.
Esta recuperación se daría a través de la tarifa eléctrica de los usuarios finales.
En este sentido, el llamado Marco Legal y Estable fue el primer instrumento de amortización
de las centrales nucleares, el cual sería complementado posteriormente por los denominados
Costes de Transición a la Competencia. Ambos, fueron las herramientas de transferencia de
capital sin las que la industria nuclear en nuestro país nunca habría llegado a ser rentable.
El Marco Legal y Estable (MLE) cubrió el período 1988 – 1997, el último decenio antes de la
liberalización del sector eléctrico y apenas unos años después de la puesta en marcha de la
mayoría de las centrales nucleares hoy activas18. El cometido de este proyecto era, como ya
dijimos, el de brindar un marco de referencia estable referido al sistema de ingresos de las
empresas suministradoras de energía. Su expresión legislativa fue el Real Decreto 1538/1987,
de 11 de diciembre, por el que se determina la tarifa eléctrica de las empresas gestoras del
servicio.
17
La única referencia al respecto se hace en el artículo 38 donde se establece que las instalaciones
nucleares y radiactivas que trabajen con sustancias radiactivas quedan obligadas a contar con
instalaciones especiales para almacenamiento, transporte y manipulación de residuos radiactivos.
18
Las centrales nucleares españolas en el momento en que surge el MLE y sus respectivos años de
puesta en marcha son: José Cabrera, 1968; Santa María de Garoña, 1970; Vandellós I, 1972; Almaraz I,
1980; Ascó I, 1982; Almaraz II, 1983; Cofrentes, 1983; Ascó II, 1985; Vandellós II, 1987; Trillo, 1987.
8
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La base fundamental de este Marco era garantizar la recuperación de los costes incurridos por
las empresas, entre ellos los costes de inversión. Y esto incluía no sólo a las empresas del
sector nuclear, sino al conjunto de las generadoras eléctricas (hidráulicas, térmicas de carbón y
de fuel/gas)19. De manera que lo que se garantizaba con el MLE no era otra cosa que la
amortización de las instalaciones de generación eléctrica y, por tanto, su rentabilidad
económica posterior.
La fórmula de amortización establecida por el MLE era sencilla. El Ministerio de Industria y
Energía reconocía para cada tecnología un “coste estándar” de inversión, que contemplaba
tanto la inversión inicial como los intereses generados durante el período de construcción de
una instalación. Este coste estándar reconocido sería el que la tarifa eléctrica, es decir, los
consumidores finales, deberían sufragar anualmente.
Para establecer el coste estándar que se debía financiar año a año, durante el período que
duró el MLE, la fórmula de amortización definía un “valor bruto estándar”, es decir, una
cantidad global de toda la inversión que debía ser amortizada para cada una de las tecnologías.
De esta forma, de toda la inversión reconocida a todas las tecnologías de generación en aquel
momento, el 43% correspondía a la inversión realizada en el sector nuclear. Se trataba, por
tanto, del sector eléctrico en el que más capital se había invertido, pero no tanto por una
mayor capacidad instalada, sino por el alto coste de cada kW20.
Así las cosas, en el año 1997 el valor bruto estándar de la inversión en energía nuclear se
ubicaba alrededor de los 4 billones de pesetas, siendo el total de todas las tecnologías 9,45
billones de pesetas. Ese valor que se estimaba para la nuclear era lo que el MLE establecía que
los usuarios debían financiar a través de la tarifa eléctrica para que el conjunto de las centrales
nucleares amortizaran su inversión.
Definida así la cantidad global que debía cubrirse, el coste estándar anual de la inversión para
cada tecnología se concretó como muestra la siguiente tabla.
Hidráulica
Nuclear
Hulla nacional
Lignito pardo
Lignito negro
Carbón importado
Fuel/Gas
TOTAL
Tabla 2
Coste de inversión estándar por tipo de energía primaria (Millones de ptas)
1988
1989
1990
1991
1992
97.018
108.269
123.906
136.071
132.620
230.328
269.219
282.348
303.656
311.253
69.224
72.464
74.134
79.592
78.150
37.813
39.547
41.413
43.486
42.294
23.368
26.574
27.968
30.967
31.478
16.835
17.823
18.726
20.404
20.918
28.194
30.214
30.318
29.982
27.016
502.780
564.110
598.813
644.158
643.729
1993
128.281
354.434
76.690
31.213
23.780
21.437
24.228
660.063
Fuente: elaboración propia a partir de REE.
19
El Marco Legal Estable. Economía del sector eléctrico español 1988 – 1997. Red Eléctrica de España.
2006. p. 56.
20
Ibid. p. 57. En el siguiente apartado se hace el cálculo del coste por kW instalado.
9
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Continuación Tabla 2
Coste de inversión estándar por tipo de energía primaria (Millones de ptas)
1994
1995
1996
1997
TOTAL
TOTAL millones €
Hidráulica
107.804
135.912
135.559
131.245
1.236.685
7.420
Nuclear
311.257
364.698
363.730
263.236
3.054.159
18.325
Hulla nacional
68.846
79.224
78.600
68.082
745.006
4.470
Lignito pardo
29.255
33.358
33.677
33.415
365.471
2.193
Lignito negro
22.138
24.890
25.075
22.722
258.960
1.554
Carbón importado
18.956
22.244
22.197
23.874
203.414
1.220
Fuel/Gas
21.630
21.920
23.925
24.391
261.818
1.571
TOTAL
579.886
682.246
682.763
566.965
6.125.513
36.753
Fuente: elaboración propia a partir de REE.
Como se puede ver, el coste estándar de la inversión en el sector nuclear a lo largo de todo el
período cubierto por el MLE, representó la mitad del coste de inversión global de todas las
tecnologías. En suma, durante el tiempo que duró el MLE, se financiaron más de 3 billones de
pesetas, 18 mil millones de euros (considerando que 100 pesetas equivalen a 0,6 euros), que
fueron pagados por los consumidores a este sector en concepto de amortización de las
inversiones de capital realizadas. Pero a pesar de lo acaudalado de este coste, al término del
MLE no se había alcanzado todavía la amortización de las instalaciones del sector, ya que,
como dijimos antes, el valor bruto estándar que debía cubrirse era de 4 billones de pesetas.
Cabe destacar que durante los diez años del MLE, el coste unitario de generación, es decir, lo
que los usuarios pagaban por cada kWh de origen nuclear fue subiendo desde las 7,14 pesetas
en 1988 hasta las 9,20 pesetas en 1996 (en 1997 volvió a bajar a las 7,40 pesetas/kWh). Estos
costes de generación globales superaban el de las centrales térmicas que utilizaban carbón
importado y estuvieron al mismo nivel que las que usaban la hulla nacional. Es decir, a pesar
de tener el coste variable (operación, mantenimiento y combustible) más bajo de todas las
tecnologías, a excepción de la hidráulica, el coste unitario global de la energía nuclear
aumentaba exponencialmente debido al coste de amortización de las inversiones21.
Pero con la tarifa eléctrica del MLE no sólo se pretendía cubrir estos costes de inversión, sino
también otras partidas como los llamados “costes fijos de operación y mantenimiento”
(distintos a los costes variables de operación y mantenimiento), o los denominados “costes
externos”. En relación a los primeros, con el MLE se llegaron a financiar en el sector nuclear
más de 600 mil millones de pesetas, es decir, unos 3.800 millones de euros, a través de la tarifa
eléctrica; cubriendo con ello la mitad de los costes fijos de operación y mantenimiento de
todas las tecnologías22.
Los costes externos, por su parte, estaban referidos a aquellos con los que debían cargar las
empresas pero no estaban directamente implicados en sus actividades productivas. Entre ellos
se encontraban el programa de investigación y desarrollo electrotécnico, la financiación del
stock básico de uranio, la segunda parte del combustible nuclear y los llamados “costes
contingentes”, dentro los cuales sólo se incluían los costes de la moratoria nuclear. Estos dos
últimos tipos costes, los analizaremos más adelante. En cuanto al programa de investigación,
REE contabiliza un coste total, durante el decenio que aquí analizamos, de 47.166 millones de
21
22
Ibid. p. 92.
Ibid. p. 66.
10
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pesetas, de los cuales, según algunos especialistas23, un 14% fue asignado al sector nuclear, es
decir, unos 6.600 millones de pesetas (40 millones de euros actuales24).
En cuanto al stock básico del uranio, REE contabiliza un coste global durante el MLE de 66.766
millones de pesetas, equivalentes a 400 millones de euros.
Con el Marco Legal y Estable se constató que la energía nuclear, lejos de ser una fuente de
generación eléctrica “barata”, podía ser tanto o más cara que el resto de fuentes desplegadas
entonces en nuestro sistema eléctrico.
En 1997, sin embargo, se pone fin al MLE. Ese año aparece la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico,
con la cual se liberaliza el sector y, con ello, la parte de las tarifas correspondiente a la
generación y a la comercialización de la electricidad. De esta forma, desaparece la garantía de
amortización que se venía aplicando hasta entonces. Las empresas propietarias de todas las
centrales se encontraban, a partir de ese momento, en un escenario de libre competencia, y
debían ser capaces de recuperar sus costes de inversión por sí mismas. Pero muchas habían
nacido al amparo de un marco regulado como el que acabamos de ver, y las posibilidades de
amortizar tales inversiones en un mercado liberalizado eran muy escasas o nulas. Se
descartaba, por tanto, toda rentabilidad económica en el negocio energético para estas
centrales, entre las que se encontraban, por supuesto, las plantas nucleares.
Fue por esta razón que el gobierno español decidió aplicar la figura de Coste de Transición a la
Competencia (CTC), un instrumento económico cargado a la tarifa eléctrica, a partir del cual se
ayudaría a las empresas propietarias de estas centrales a recuperar definitivamente sus costes
de inversión. En un mercado liberalizado como era ya el del sector eléctrico en España a partir
de 1997, los CTC no fueron más que una extensión del antiguo sistema regulado para
posibilitar la competitividad de estas centrales frente a las de nueva construcción.
Los CTC se regularon en el Real Decreto 2017/199725, el cual establecía un valor inicial máximo
a retribuir de 1,7 billones de pesetas, los cuales serian financiados, como hemos dicho, por los
usuarios. Esta cantidad se dividía en 1,4 billones de pesetas (8.663,6 millones de euros) para
los denominados CTC “tecnológicos“, que eran los propiamente dirigidos a la recuperación de
la inversión, y 0,3 billones para el incentivo del consumo del carbón autóctono. Del total de los
CTC tecnológicos, alrededor de un 50%26 se destinaría a la recuperación de la inversión de las
centrales nucleares, es decir, unos 4.300 millones de euros aproximadamente, que se sumaban
así a los 18.000 millones de euros que ya había recibido este sector durante el MLE.
En términos generales, por tanto, podríamos decir que el Estado llegó a reconocer al sector
nuclear español un coste de inversión global cercano a los 22.000 millones de euros,
asegurando al mismo tiempo su amortización.
23
http://www.madrimasd.org/revista/revista5/tribuna/tribunas2.asp#top
En el cambio de peseta a euro, hay que tener en cuenta que la equivalencia se hace de forma directa,
considerando la relación que veíamos antes: 100 pesetas por cada 0,6 euros. Sin embargo, hay que
tener en cuenta que el poder de compra ha ido disminuyendo desde que se estableciera el MLE, por lo
que esta equivalencia no estaría mostrando el valor real de estos costes, sino uno más bajo.
25
Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el procedimiento de
liquidación de los costes de transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes
permanentes del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento sobre los
Costes de Transición a la Competencia.
26
Calero Pérez, P. La aparición de los costes de transición a la competencia en la restructuración de los
sistemas eléctricos: el caso español. Boletín Económico del ICE, nº 2662, septiembre de 2000. p. 33.
24
11
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En 2006, con el RD 7/2006, de 23 de junio, se suprimen los CTC por varias razones. En primer
lugar porque el gobierno percibía que este subsidio distorsionaba el precio de mercado de la
electricidad, en la medida en que era tenido en cuenta por las empresas para realizar sus
ofertas. Y en segundo lugar, porque los informes disponibles en aquel momento indicaban que
se había llegado a un “alto grado de amortización” de las instalaciones afectadas.
Como no existen cálculos oficiales unívocos en cuanto al montante final de los CTC, y como las
opiniones son muy encontradas (algunas fuentes indican que se ha superado el máximo fijado
por el RD 2017/1997, otras aseguran que no se ha alcanzado), aquí vamos a considerar a
efectos de cálculo que en el momento de su cancelación los CTC llegaron a cubrir en su justa
medida los 8.663, 6 millones de euros de dicho real decreto. En este sentido, el sector nuclear
habría recibido por este concepto 4.330 millones de euros.
Más allá de las cifras dadas hasta aquí, las cuales demuestran el alto nivel de inversión que
requiere la tecnología nuclear (mucho mayor que el de cualquier otra energía), lo más
importante es recalcar el hecho de que tal inversión solo pudo darse, como se ha visto, en el
contexto de una planificación estatal que garantizó su amortización. Las centrales que se
proyectaron en las décadas de los sesenta y setenta, nunca se hubieran proyectado de no
haber sido por el amparo económico del Estado. Pero incluso hay una constatación aun más
reveladora, y es que a pesar de este apoyo estatal, y a pesar del crecimiento del parque
nuclear español en aquellos años, la industria nuclear no fue capaz de reducir sus costes de
inversión. Y esta fue una razón de peso para que el Gobierno estableciera en 1984 la
denominada “moratoria nuclear”.
Como asegura Juan Manuel Eguiagaray, antiguo Ministro de Industria y Energía, tras el
advenimiento de la democracia en España hubo que rescatar financieramente a muchas
compañías eléctricas que “se habían embarcado en procesos de inversión faraónicos,
derivados de una planificación delirante”27. Entre esas inversiones estaban las de cinco
centrales nucleares que se habían proyectado tras la crisis del petróleo de 1973: Lemóniz I y II,
Valdecaballeros I y II y Trillo I. Sumado al hecho de que las inversiones de base eran muy altas,
la crisis del petróleo acarreó una caída de la demanda de electricidad, que haría excesiva la
capacidad de generación eléctrica planificada en ese momento en nuestro país. Asimismo, la
política monetaria adoptada tras el desencadenamiento de la crisis llevó a un incremento de
las tasas de interés, lo que encareció mucho los préstamos con los que se financiaba la
construcción de las centrales. Pero es que además, este encarecimiento se vio más acentuado
aún en la medida en que las eléctricas españolas, propietarias de estas centrales, habían
contraído deudas en dólares para financiar tales construcciones, y la evolución del tipo de
cambio con la peseta fue desfavorable.
Con este complicado horizonte económico, sumado al problema del terrorismo en las plantas
nucleares vascas (Lemóniz I y II) y a la creciente oposición nuclear por parte de movimientos
ecologistas y de la opinión publica (el accidente de Three Mile Island en 1979 había encendido
para entonces todas las alarmas sociales) el gobierno de Felipe González decide la congelación
de los proyectos antes mencionados. De esta forma, como los créditos que se habían solicitado
para la construcción de estas plantas tenían el aval del Estado español, el mismo gobierno
decidió también asumir las inversiones afectadas, trasladando este coste a la tarifa eléctrica28.
27
Eguiagaray Ucelay, J. M. “Reflexiones sobre la incertidumbre energetica”, en Politica energetica: una
perspectiva socioeconomica. Cuadernos de Energia, numero 21. Club Espanol de la Energia. Pp. 25-50.
28
Coderch Collell, M. ibid. pp. 29-31.
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La paralización definitiva de la construcción de estas centrales se estableció con la Ley
40/1994, de 30 de diciembre, de ordenación del sistema eléctrico nacional, la cual estipulaba
una compensación de 729.000 millones de pesetas en total; 4.381 millones de euros. Una
cantidad esta que, por tanto, debía ser pagada por los consumidores de electricidad en el plazo
de 25 años, aunque posteriormente el Real Decreto 470/2006 redujo este plazo límite al 2015.
Sin embargo, esta compensación venía siendo cargada en la factura de la luz desde que se
estableciera la moratoria en 1984. La siguiente tabla recoge las cantidades computadas a este
fin entre 1984 y 2004. Los datos han sido extraídos de la Administración del Estado, a partir de
una pregunta parlamentaria29, y del BOE.
año
Tabla 3
Coste de la moratoria nuclear
Porcentaje de la Cantidad cobrada
tarifa eléctrica 1
(miles €)
1984
1985
1986
1987
1988
1989
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
TOTAL
Pendiente
3,9
3,9
3,9
3,9
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
3,54
0,7
-
142.679
221.869
242.856
251.875
281.423
283.028
310.941
358.058
394.193
406.109
425.457
446.997
499.026
464.426
454.732
457.863
475.395
482.130
529.080
539.000
557.599
592.829
296.066
31.112
7.214
9.386
9.161.343
504.511
Fuente: elaboración propia a partir de la Administración del Estado y el BOE
(1) Para los años 2007 a 2009 no hay información disponible acerca del porcentaje sobre la tarifa.
29
La pregunta fue hecha el 20 de septiembre de 2004 por el diputado Joan Herrera Torres, del bloque
parlamentario GIV-IU-ICV, a instancias de Ladislao Martínez, quien cedió al autor de este informe la
respuesta dada por la Administración el día 16 de noviembre de 2004.
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Teniendo en cuenta estas cantidades, hasta el año 2009 se ha recaudado a través de la tarifa
eléctrica un total de 9.161 millones de euros, más del doble del valor base estipulado en 1994.
Este desfase se debe a que gran parte de lo pagado hasta ahora corresponde al pago de
intereses por los préstamos asumidos. De hecho, el saldo pendiente (los 504 millones de
euros), no se puede considerar como una cifra definitiva por esta misma razón.
Con la Ley del Sector Eléctrico de 1997, la moratoria nuclear fue levantada por el gobierno, es
decir, que desde ese año se permite la libre inversión en proyectos de energía nuclear.
Cualquier particular, con capital privado y sin el respaldo económico del Estado (puesto que el
mercado de la electricidad ya está liberalizado) puede poner en marcha un proyecto de central
de fisión atómica. Sin embargo, vista la escasa capacidad del sector para reducir los costes de
inversión y teniendo en cuenta los costes actuales revisados en el primer apartado, ningún
proyecto serio ha aparecido en nuestro país hasta el momento.
En resumidas cuentas, considerando que la mitad del presupuesto de todo el MLE fue a parar
al sector nuclear, que lo mismo ocurrió con los CTC y que, además, en su momento el
Gobierno decidió aplicar una moratoria debido, principalmente, al excesivo coste de inversión
de las centrales en construcción, no parece muy lógico defender que la energía nuclear en
España es una energía “barata”. Pero la contabilidad de sus costes no termina aquí.
El coste de la gestión de los residuos y otros costes
Si queremos tener una visión completa de los costes de esta tecnología y hacer un cálculo
correcto de su coste normalizado de electricidad (LEC), debemos computar, además de los
costes de inversión y los costes variables, el coste de la gestión de los residuos radiactivos que
esta industria genera, puesto que son unos costes insalvables y más o menos predecibles.
La gestión de los residuos hace referencia a las actividades técnicas y administrativas
necesarias para la manipulación, tratamiento, acondicionamiento, transporte,
almacenamiento y evacuación de residuos radiactivos30, con el fin de proteger a las personas y
al medio ambiente de las radiaciones que emiten los radionucleidos contenidos en los
residuos, minimizando las cargas de esa protección a las generaciones futuras31.
Actualmente se carga a la factura de la luz el coste de la gestión de los residuos producidos en
las centrales que hayan cesado su actividad antes del 1 de enero de 2010, según estipula el
Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de abril, y su desarrollo en la disposición adicional sexta de la
Ley 11/2009, de 26 de octubre. Estas centrales son las de José Cabrera, también conocida
como Zorita, y Vandellós I, que se cerró tras sufrir un accidente en 1989. El coste de gestión de
los residuos del resto de centrales corre por cuenta de las empresas propietarias de las
mismas.
30
Se incluye dentro de la definición de residuo radiactivo cualquier material o producto de desecho,
para el cual no está previsto ningún uso, que contiene o está contaminado con radionucleidos en
concentraciones o niveles de actividad superiores a los establecidos por el Ministerio de Industria,
Comercio y Turismo, previo informe del Consejo de Seguridad Nuclear. Se los clasifica como residuos de
baja y media actividad, por un lado, y de alta actividad por el otro. Los primeros tienen un período de
semidesintegración inferior a 30 años y los riesgos para la salud humana que representan se extinguen,
según el Consejo de Seguridad Nuclear, en cientos de años. Por su parte, los de alta actividad tienen un
tiempo de semidesintegración superior a 30 años y sus riesgos desaparecen en miles de años.
31
Sexto Plan de Gestión de Residuos Radiactivos.
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Sin embargo, este reparto de costes no siempre ha sido así. Desde que se creara el ente gestor
de los residuos, ENRESA, en 1984, hasta el año 2005, dicha gestión era financiada
exclusivamente por los usuarios de la red eléctrica a través de la tarifa de la luz.
Posteriormente, desde 2005 hasta 2010, este reparto se hizo de tal modo que los usuarios
financiaran la gestión de los residuos producidos hasta el 31 de marzo de 2005, mientras que
las centrales nucleares financiarían la gestión de aquellos residuos generados desde esa fecha
en adelante32.
Hechas estas consideraciones, el coste de gestión de residuos no sólo incluye el tratamiento
directo de los mismos, sino también otros aspectos relacionados con las instalaciones de
almacenamiento dispuestas a tal efecto. Entre estos aspectos se encuentran:
-
El diseño del almacén temporal centralizado (ATC)33 para el combustible gastado34 y
los residuos de alta actividad (CG/RAA).
La construcción de este almacén, así como de los almacenes de residuos de muy baja
(RBBA) y de baja y media actividad (RBMA)35.
La operación de los mismos.
La posible ampliación de su capacidad.
La retirada del combustible gastado y de los residuos utilizados en las centrales
nucleares.
Las distintas fases del desmantelamiento de las centrales y de la fábrica de elementos
combustibles de Juzbado36.
El cierre definitivo de las centrales, así como el sellado de los almacenes.
El inicio de la vigilancia institucional de estos almacenes.
La I+D relacionada con esta gestión.
La actividad de ENRESA, empresa encargada de la gestión de los residuos37.
Las asignaciones económicas a los ayuntamientos donde se instalan tanto centrales,
como almacenes de residuos o la propia fábrica de elementos combustibles.
El Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR) es el documento que se encarga de definir el
32
Ibid.
De los residuos radiactivos producidos en España, el 95% son de baja y media actividad y el otro 5%
(160 toneladas anuales) de alta. En la actualidad, no existe en nuestro país un almacén para este último
tipo de residuos, por lo que se suelen conservar en piscinas dentro de las mismas centrales que los
utilizan, o se los almacena en otros países cuando dichas centrales son desmanteladas. Esta última
opción implica el pago de un servicio a los países donde se alojan tales residuos (Reino Unido y Francia),
por lo que el gobierno español ha decidido implantar un Almacén Temporal Centralizado para ubicar los
mismos dentro de nuestras fronteras. Este almacén, cuyo emplazamiento está todavía por definir,
podría alojar los residuos hasta 2070, dando un margen de unos 60 años para buscar una solución
definitiva; algo en lo que aún no se han dado avances significativos.
34
Combustible utilizado para la generación de energía eléctrica en las centrales nucleares que ha dejado
de tener el rendimiento energético deseado, por lo que no se prevé su reintroducción en el reactor.
35
Los almacenes de RBBA y RBMA se encuentran en Sierra Albarrana, Córdoba, en la planta El Cabril.
Sirven para el almacenamiento definitivo de tales residuos y su cierre y sellado será hacia el año 2040.
36
El objeto de esta instalación, clasificada como una instalación nuclear, es fabricar elementos
combustibles de óxido de uranio y de mezcla de óxido de uranio y óxido de gadolinio, con un
enriquecimiento máximo en uranio 235 del 5 % en peso, destinados a reactores nucleares de agua ligera
a presión y de agua ligera en ebullición. La fábrica está ubicada en una finca propiedad de ENUSA
situada en la provincia de Salamanca, en el término municipal de Juzbado.
37
Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, S.A., constituida según Real Decreto 1522/1984 de 4 de
julio, con el objetivo de llevar a cabo la gestión de los residuos radiactivos en España y participada en un
80% por el Ciemat y en un 20% por SEPI.
33
15
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presupuesto consagrado a cubrir todos estos conceptos. Según la Disposición final novena de
la Ley 11/200938, es el Gobierno el que debe establecer la política sobre gestión de residuos
radiactivos, incluido el combustible nuclear gastado, y el desmantelamiento y clausura de las
instalaciones nucleares, mediante la aprobación de sucesivos PGRR, los cuales serán elevados
por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, previo informe del Consejo Nuclear y tras
consulta a las Comunidades Autónomas.
De esta forma, el Sexto y último PGRR hasta la fecha (2006), establece la creación de un Fondo
para la financiación de sus actividades, cuyo presupuesto total es de 13.023.156.000 euros,
repartidos entre los distintos conceptos de gestión de la siguiente manera:
Tabla 4
Fuente: Sexto PGRR. www.mityc.es
Teniendo en cuenta que, como dijimos, los usuarios debieron cargar de forma exclusiva con el
coste de los residuos generados hasta el 31 de marzo de 2005, se deduce que, de los 13 mil
millones de euros presupuestados por el Sexto PGRR, la mayor parte han sido asumidos por
ellos y no por las empresas propietarias de las centrales, ya que, de los ocho reactores que
todavía están activos, a cinco les restan solamente entre 10 y 15 años de vida, cuando la vida
total de una central es de 40 años. Particularmente la central de Garoña, propiedad de
Iberdrola Generación y Endesa, estando ya próxima a su cierre ha generado unos residuos cuya
gestión ha sido financiada casi en su totalidad por los consumidores de electricidad.
Valga destacar como dato que, sólo en 2009, esta partida de gestión de los residuos, referida a
lo que asumieron los usuarios, ascendió a 67.807.000 euros, según la CNE39.
En todo caso, mas allá de cómo se financie la gestión de estos residuos y todas las acciones
vinculadas a ella, lo importante es destacar que la generación eléctrica nuclear tiene un coste
adicional, reconocido por el Estado, de 13 mil millones de euros. Un sobrecoste que pertenece
de forma exclusiva a esta tecnología energética y que debe ser considerado como un coste fijo
más, ya que cubre el gasto de todas las instalaciones necesarias para la gestión de tales
residuos.
Otra partida que se podría incluir dentro de los costes de las centrales nucleares españolas, es
la de la gestión temporal de sus residuos realizada fuera de las fronteras de nuestro país. En
38
Ley 11/2009, de 26 de octubre, por la que se regulan las Sociedades Anónimas Cotizadas de Inversión
en el Mercado Inmobiliario.
39
Información sobre los resultados de la liquidación provisional nº 14 y verificaciones practicadas.
Sector eléctrico. CNE. 13 de abril de 2010.
16
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este sentido, el combustible gastado de Vandellós I y el de Santa María de Garoña se ha
enviado, por su alta radiactividad, a Francia e Inglaterra respectivamente. El pago que se ha
realizado a la planta de almacenamiento de La Hague, en Francia, ronda actualmente los 230
millones de euros40, aunque podría extenderse a 300 millones de euros si el combustible
gastado permaneciera allí hasta 2015. Sin embargo, a efectos de coste, solo podemos
contabilizar de esta cantidad un 10%, puesto que el 90% restante será devuelto por Francia en
el momento en que se devuelva a nuestras fronteras dicho combustible. Por tanto, en total se
deben contabilizar unos 30 millones de euros.
Distinta es la situación para el combustible gastado enviado a Inglaterra, puesto que en este
caso no habrá devolución alguna. El coste anual de este almacenamiento es de 300.000 libras
esterlinas o, lo que es lo mismo, 330.000 euros41. En total, hasta el presente año 2010 se habrá
realizado un gasto de 9.240.000 euros que los propietarios de Garoña se han visto libres de
financiar. De cara al 2015, cuando se supone que se instalará un ATC en España, tal gasto
podría haber llegado a 10.560.000 euros.
Como última consideración que cabe hacer dentro del cómputo de costes que representa la
generación eléctrica nuclear, está la del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), encargado de
velar por la seguridad de trabajadores, población y medioambiente, respecto de las
radiaciones ionizantes de este tipo de tecnología energética.
El CSN dispone de recursos económicos que provienen de los Presupuestos Generales del
Estado42. Es decir, el coste de la actividad que desempeña la CSN no la pagan las propias
centrales, ni siquiera los usuarios de electricidad, sino el conjunto de los contribuyentes.
El presupuesto para el año 2008 fue de aproximadamente 45 millones de euros43. Esto supone
que, desde su creación en 1980, el coste global del CSN rondaría los 1.300 millones de euros,
asumidos en su totalidad por los contribuyentes.
El coste de generación eléctrica nuclear en España
Hasta aquí llega el cómputo global de los costes vinculados a la generación eléctrica de origen
nuclear. Hemos repasado, básicamente, los costes de instalación (costes de inversión, más
costes fijos de operación y mantenimiento, así como los costes de la moratoria) y los costes de
gestión de los residuos. Conviene hacer ahora un cálculo global de los mismos para llegar a
algunas conclusiones importantes.
Para estos cálculos vamos a considerar la potencia nuclear total instalada en nuestro país en
estas últimas décadas, incluidas las de las ya cerradas centrales de José Cabrera y Vandellós I,
puesto que estas entraron también dentro de los costes del MLE y, en el caso de la primera, en
los CTC. En este sentido, la potencia que se ha llegado a instalar en nuestro país ha sido de
8.380 MW (8.380.000 kW)44, considerando las diez centrales que han llegado a ponerse en
funcionamiento en este tiempo. Se excluyen, por tanto, aquellas a las que se le aplicó la
moratoria nuclear.
40
www.enresa.es
Ibid.
42
www.csn.es
43
http://www.csn.es/index.php?option=com_content&view=article&id=18&Itemid=67&lang=es
44
http://www.nuclenor.org/enespana.htm
41
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Por otro lado, debemos tener en cuenta los costes de inversión reconocidos por el Marco Legal
y Estable y por los Costes de Transición a la Competencia, así como el coste de la gestión de los
residuos, el cual debe ser considerado como un coste fijo dentro de la producción eléctrica
nuclear. La siguiente tabla recoge la sumatoria de todo este coste.
Tabla 5
Costes fijos de la energía nuclear en España
Tipo de coste
Cantidad en euros
Coste de inversión MLE
18.325.000.000
Coste op. y mto. fijos MLE
3.791.946.000
Costes externos MLE
440.000.000
Coste de inversión CTC
4.330.000.000
Gestión de residuos
13.023.156.000
Residuos en Fr e Ing.
32.240.000
TOTAL
39.942.342.000
Euros/kW
4.766
Fuente: elaboración propia.
Como se puede observar, si sumamos todas las partidas referidas a los costes fijos de la
inversión en energía nuclear, cercanos a los 40.000 millones de euros, y lo dividimos por el
total de kilo-vatios instalados en nuestro país, el resultado es muy significativo. La media de la
inversión española, de 4.766 euros por kW nuclear instalado, unos 5.500 US$/kW, se
encuentra muy por encima del nivel de inversión que el MIT estima para las centrales actuales
y que caracterizó como no competitivo (ver página 3).
Así, las centrales que se proyectaron en la década de los setenta en nuestro país tuvieron el
mismo o mayor coste que las de hoy, aún cuando los costes de inversión de aquella época eran
más bajos que los actuales. Es decir, si decimos que hoy ese nivel de inversión nunca llegaría a
ser competitivo, menos lo iba a ser en el momento en que se proyectaron dichas centrales.
Sólo podemos concluir, por tanto, que las inversiones realizadas en el sector nuclear en España
han sido un fracaso y un derroche, por cuanto su rentabilidad económica era inalcanzable.
Con estos niveles de inversión, las centrales nucleares españolas estarían alcanzando hoy en
día un coste normalizado de electricidad (LEC) cercano, o incluso superior, a los 10 céntimos
por kWh generado, según los cálculos del MIT mostrados en la Tabla 1 del presente informe.
Un coste este, que estaría muy por encima del coste al que se vende la electricidad en el
mercado mayorista en la actualidad. Un coste, en definitiva, muy por encima del de la
electricidad que producen las centrales térmicas de gas y carbón, y cada vez más cercano al de
la que es producida por las energías renovables, tales como la fotovoltaica, con la salvedad de
que, mientras el coste de estas últimas se reduce con los años, el de la nuclear aumenta.
Por lo demás, conviene no olvidar que además de este coste de generación de la nuclear existe
una partida muy importante cargada a los usuarios de electricidad, que es la de la moratoria
nuclear, considerada como un “coste externo” por el MLE, y que aquí hemos valorado en más
de 9.000 millones de euros.
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Conclusión y últimas reflexiones
La energía nuclear ha demostrado ser, en términos de inversión, la energía más cara de todas
las que componen el mix energético español. Tanto es así que, sin el apoyo público, es decir,
sin la transferencia de capital de los consumidores hacia el sector nuclear, este jamás hubiera
podido amortizar sus gastos, hacerse competitivo y obtener rentabilidad económica alguna.
Carece de toda lógica, por tanto, presuponer que la tecnología nuclear es una fuente “barata”
de obtención de la energía. Esta afirmación sólo se basa en los costes variables actuales
(combustible, operación y mantenimiento), pero olvida, o quiere olvidar, los enormes costes
fijos en los que se ha debido incurrir históricamente.
Lo más alarmante es que, a pesar de esta ingente transferencia de capital y del apoyo logístico
del Estado desde los años cincuenta, la tecnología nuclear no ha sido capaz de avanzar en su
curva de aprendizaje, no ha podido reducir sus costes de inversión.
Por el contrario, el aumento de estos costes (debido entre otras cosas a las crecientes medidas
de seguridad a adoptar, al propio aumento del precio del uranio en los últimos años, así como
al encarecimiento de los préstamos financieros) han hecho que el capital privado considere la
inversión nuclear como una opción de alto riesgo y que, por tanto, apenas se hayan planteado
nuevos proyectos en las últimas décadas. En este sentido, el proyecto Olkiluoto-3, que
esperaba convertirse en la primera central competitiva a nivel económico en el contexto de un
mercado completamente liberalizado, ha fracasado en sus estimaciones sobre el coste inicial, y
actualmente su inversión se aleja de toda posible amortización.
Tras estas constataciones, conviene hacer unas últimas reflexiones acerca del exacerbado
coste que puede llegar a suponer el desarrollo de esta tecnología energética.
La consideración más evidente remite a la vida útil de las centrales. El presupuesto de la
gestión de los residuos que aquí hemos visto y que es calculado por el Ministerio, corresponde
a una vida máxima de las centrales de 40 años. Pero, ¿qué sucedería si las licencias de
explotación de las centrales se extendieran hasta los 60 años, como están reclamando algunos
sectores políticos? Lo más lógico es que el presupuesto de la gestión de sus residuos
aumentara en la misma proporción que la vida útil de la central, y así pasar de los 13.000
millones de euros, presupuestados en la actualidad, a unos 19.000 millones de euros.
Otra consideración, tan evidente como la primera, es la cuestión de la vigilancia y el control de
dichos residuos tras su almacenaje definitivo. En este sentido, el PGRR diseña la planificación y
el presupuesto para la gestión de los residuos hasta el 2070, es decir, para un tiempo de 60
años. Pero, como ya vimos, el almacenaje de los residuos de baja y media actividad deberá
realizarse durante cientos de años antes de que desaparezca el riesgo que estos representan
para la salud humana. Por su parte, los residuos de alta actividad deberán almacenarse
durante miles de años…
Cabe preguntarse entonces, ¿de verdad la vigilancia de estos residuos, extendida durante
tanto tiempo, puede cubrirse con apenas 13.000 millones de euros? Parece ridículo siquiera
considerar tal posibilidad. El coste de su vigilancia sería incalculable y atravesaría cientos de
generaciones, y todo por un conjunto de centrales que sólo han suministrado electricidad
durante un período de 40 años y en cantidades minoritarias.
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Y luego hay dos cuestiones que también representan un coste económico, pero que al mismo
tiempo afectan aspectos tan intangibles como la salud humana o la conservación del
medioambiente.
En primer lugar está la cuestión del seguro que cubre los riesgos de accidente nuclear. Según el
Foro Nuclear, por convenios internacionales45 se obliga al explotador a cubrir 700 millones de
euros por accidente; de 700 a 1.200 millones los cubriría el Estado y, de 1.200 a 1.500 millones,
el conjunto de los Estados firmantes de tales convenios46. En nuestro país, la parte de la que se
responsabiliza el explotador se cubre mediante un seguro contratado al pool atómico español,
llamado Aseguradores de Riesgos Nucleares47.
Pero difícilmente los daños puedan cubrirse con esos presupuestos si el accidente es tan grave
como el de Chernóbil en 1986, cuyo coste económico se ha cifrado en más de 200 mil millones
de euros48. En tal caso, ¿quién corre con dicho coste económico? ¿Qué aseguradora está
dispuesta a asumir ese riesgo? Ninguna49. En un informe de la Dirección de Medio Ambiente
de la Comisión Europea se estima que si las centrales nucleares hubieran de contratar un
seguro privado con el que cubrir los costes totales de un accidente como aquel, las primas de
seguros harían aumentar el coste de generación de electricidad alrededor del 300%50. De más
está decir que el daño humano producido por una situación como esa es incalculable.
Y en segundo y último lugar, ¿verdaderamente están libres de emisiones de CO2 y otros gases
de efecto invernadero las centrales de generación eléctrica nuclear? Aunque no se produzcan
de forma directa, las emisiones de este tipo de gases en el sector nuclear existen en razón del
consumo energético que supone la construcción de las propias centrales, la gestión de sus
residuos y la elaboración de algunos productos como los combustibles utilizados en la
generación.
Por poner un ejemplo, como reconoce la propia ENRESA en su sección de preguntas
frecuentes51, la planta de almacenamiento de residuos de El Cabril hace uso de una potencia
cercana a los 1.100 kW anuales, 500 veces el consumo de un hogar medio español, mientras
que se espera que el futuro ATC requiera de una potencia de aproximadamente 1.500 kW. La
producción eléctrica derivada de esta potencia requerida lleva implícita la emisión a la
atmósfera de emisiones de gases de efecto invernadero (CO2 en su mayoría), en la medida en
que el sistema eléctrico del que se alimenta está compuesto no sólo de nucleares y
45
Convenios de París y de Bruselas sobre responsabilidad civil en materia de energía nuclear.
Recientemente el Consejo de Ministros remitió a las Cortes Generales un Proyecto de Ley de
responsabilidad civil por daños nucleares, por el cual se obliga al explotador a cubrir tales daños por un
valor de hasta 1.200 millones de euros.
47
Ministerio
de
Industria,
Turismo
y
Comercio.
http://www.mityc.es/energia/nuclear/Compromisos/Paginas/responsabilidadcivil.aspx
48
José Santamarta, Directo de World Watch, en http://waste.ideal.es/chernobil.htm
49
Es significativo, en este sentido, que el Anteproyecto de Ley sobre Responsabilidad Civil por Daños
Nucleares elaborado por el MITyC en 2007 argumentara en su Exposición de Motivos lo siguiente:
“…durante la tramitación de la presente ley se ha constatado que el mercado de entidades de seguros
que opera en el territorio nacional no dispone de capacidad suficiente para prestar la garantía
requerida, aseguramiento para algunos de los daños contemplados dentro de la definición de daño
nuclear, en particular los medioambientales y de los personales que se reclamen después de
transcurridos 10 años después de la fecha del accidente”.
50
Solutions for environment, economy and technology. Informe para la DG de Medio Ambiente,
Comisión Europea, 2003. p. 132. Citado en Una energía sin futuro. Desmontando las mentiras de la
industria nuclear. Greenpeace, 2008. p. 21.
51
http://www.enresa.es/nosotros/pregunta_a_enresa?pag=2
46
20
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renovables, sino también de centrales térmicas de gas, fuel y carbón. Teniendo en cuenta que
estas plantas de almacenamiento tienen que existir durante cientos, sino miles de años, es
muy probable que las emisiones provocadas de forma indirecta no lleguen a compensarse
nunca con las que se evitan por la generación eléctrica nuclear. Esto conlleva un coste
adicional en concepto de derechos de emisión que habrá que sufragar tarde o temprano.
En definitiva, por innumerables vías la energía nuclear demuestra ser una tecnología cara, al
extremo de ser inviable en términos de rentabilidad económica. Es por eso que si, como
dijimos al principio, hoy el sector nuclear levanta la voz para convertirse en un instrumento
fundamental en la lucha contra el cambio climático, lo hace, como siempre lo ha hecho,
reclamando la ayuda económica del Estado, que termina siendo la ayuda económica de los
usuarios y contribuyentes.
La energía nuclear no es, ni parece que será en el futuro, una energía barata.
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Legislación
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Ley 25/1964, de 29 de abril, sobre Energía Nuclear.
Ley 40-1994, de 30 de diciembre, de ordenación del Sistema Eléctrico Nacional.
Ley 11/2009, de 26 de octubre, por la que se regulan las Sociedades Anónimas
Cotizadas de Inversión en el Mercado Inmobiliario.
Decreto-Ley de 22 de octubre de 1951, por el cual se creó la Junta de Energía Nuclear.
Real Decreto 1538/1987, de 11 de diciembre, por el que se determina la tarifa
eléctrica de las empresas gestoras del servicio.
Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y regula el
procedimiento de liquidación de los costes de transporte, distribución y
comercialización a tarifa, de los costes permanentes del sistema y de los costes de
diversificación y seguridad de abastecimiento sobre los Costes de Transición a la
Competencia.
Real Decreto 1836/1999, de 3 de diciembre, por el que se aprueba el Reglamento
sobre instalaciones nucleares y radiactivas.
RD 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el sector
energético.
Real Decreto 40/2009, de 23 de enero, por el que se determinan los valores a aplicar
para la financiación de los costes correspondientes a la gestión de los residuos
radiactivos y del combustible gastado, y al desmantelamiento y clausura de
instalaciones.
Real Decreto-ley 6/2009, de 30 de abril, por el que se adoptan determinadas medidas
en el sector energético y se aprueba el bono social.
Convenios de París y de Bruselas sobre responsabilidad civil en materia de energía
nuclear.
Anteproyecto de Ley sobre Responsabilidad Civil por Daños Nucleares elaborado por el
MITyC en 2007
-
-
-
Prensa
-
Periódico La voz de Asturias: www.lavozdeasturias.es
Periódico Público: www.publico.es
Periódico Financial Times: http://www.ft.com/home/us
Periódico The New York Times: http://www.nytimes.com/
Sitios web
-
Sitio web de la Comisión Nacional de Energía, CNE: www.cne.es
Sitio web del Consejo de Seguridad Nuclear, CSN: www.csn.es
Sitio web de Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, ENRESA: www.enresa.es
Sitio web de Waste: http://waste.ideal.es
Sitio web de Madrimasd: http://www.madrimasd.org/
Sitio web de Nulenor: http://www.nuclenor.org/enespana.htm
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