El precio real de la energía nuclear: pagan los españoles

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¿Quién asumirá la gravosa factura –unos 13.000 millones– del cierre en cascada de las centrales nucleares españolas durante los próximos doce años? ¿Las compañías eléctricas que las explotan o el Estado, es decir, el ciudadano vía impuestos? Esta segunda posibilidad va ganando peso desde que, hace unos días, los jueces del Supremo sorprendieran al exministro José Manuel Soria en un –otro– desliz verbal y pusieran sobre la mesa una contradicción que puede costarle a la Administración casi 300 millones al año.

La Ley de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética aprobada por la mayoría del PP a finales de 2012 creó dos nuevos impuestos de contenido supuestamente ambiental y presuntamente ideados para financiar la gestión de los residuos que generan las centrales nucleares y, paralelamente, su posterior almacenamiento por tiempo indefinido, ya que su radiactividad se mantiene durante siglos. Sin embargo, la Sala Tercera del Supremo considera que esos tributos pueden ser ilegales, por lo que ha pedido al Constitucional que se pronuncie sobre ellos, tal y como planteaban Endesa y Unesa, la patronal del sector eléctrico, al recurrir las normas para liquidarlos y señalar la posible inconstitucionalidad de ocho artículos de esa norma.

El Supremo sugiere, con voto discordante de un magistrado, que el coste del tratamiento de los residuos estaba, “al menos, aparentemente”, cubierto por las cuatro tasas estatales que desde hace casi dos décadas comenzaron a nutrir al fondo nacional del Plan General de Residuos Radiactivos que gestiona la empresa pública Enresa y al que sin embargo, según destacan los magistrados, “ni siquiera queda” adscrita la recaudación de los nuevos impuestos.

Esa circunstancia lleva a plantearse “serias dudas” sobre su legalidad al tribunal, para quien su finalidad no es “disuadir o desincentivar la actividad de tratamiento y almacenamiento” de los residuos, por mucho que así lo indicara el preámbulo de la reforma del mercado eléctrico, sino que “la verdadera realidad perseguida es la financiación del déficit tarifario por parte de las centrales nucleares”. De hecho, así lo anunció el propio Consejo de Ministros al lanzar la norma, y así lo sostuvo Soria el defender su texto en el Congreso, donde se refirió a la ley como “un proyecto de medidas fiscales que tiene como objetivo obtener ingresos para que, a partir del principio de la sostenibilidad medioambiental y financiera del sistema, una parte –no todo– del déficit de tarifa previsto para 2013 pueda ser financiado con cargo a estos ingresos”.

Coinciden los cálculos de Gobierno y ecologistas

La Fiscalía apoya las tesis de las eléctricas, cuestiona que los tributos puedan llegar a influir en las empresas que gestionan las nucleares “en orden a la evitación o minoración de los efectos perniciosos para el medio ambiente” que entraña su actividad –algo que sí justificaría su aplicación– y, al mismo tiempo, pone también sobre la mesa el “solapamiento con otras figuras tributarias”.

Hacienda esperaba ingresar 270 millones por el impuesto que grava la generación de residuos y 19,6 por el que se refiere al almacenamiento hace dos años, 227 y 10 el pasado y 230 y 7 en este. El primero, que obliga a las nucleares a pagar 2.190 euros por cada kilo de uranio y plutonio que irradian al cabo del año y aplica una horquilla de 1.000 a 6.000 por cada metro cúbico de desechos de media a muy baja actividad, se mantendría estable, con una tendencia a la baja por la reducción escalonada de la actividad, hasta el cierre del parque nuclear. Por el contrario, el segundo, que aplica una tarifa de 30.000 euros a cada kilogramo de los primeros materiales por año de custodia y eleva a entre 2.000 y 10.000 el gravamen para el resto, iría creciendo para consolidarse a en sus máximos a finales de la próxima década, cuando el cierre del parque hubiera conllevado, según las estimaciones de Greenpeace, la extracción de 6.700 toneladas de escorias radiactivas.

La ley que ahora cuestiona el Supremo ya avanzaba que “la valoración del coste total del desmantelamiento de las centrales nucleares y la gestión definitiva de los residuos radiactivos mantienen un alto grado de incertidumbre que, en última instancia, se trasladaría a la sociedad”. Sin embargo, los cálculos del Gobierno popular sobre esta materia mantienen una llamativa coincidencia con los de organizaciones como Greenpeace: 13.000 millones de euros hasta 2070; es decir, unos 240 anuales.

Los ecologistas mantienen que, en cualquier caso, se trata de unas cantidades que los consumidores van aportando en la práctica por la vía recibo de la luz; las eléctricas sostienen, por su parte, que se trata de un tributo confiscatorio y selectivo y el Gobierno, por último, argumenta, con un éxito relativo en sede judicial –la Audiencia Nacional rechazó los argumentos que el Supremo plantea ahora al Constitucional–, que esa es la fórmula adecuada para afrontar el futuro desmantelamiento del sector nuclear. Sin embargo, si el TC avala la tesis del Supremo, las compañías recuperarán los primeros 800 millones.

Las ocho plantas caducan en doce años

Las siete centrales nucleares españolas que siguen activas cumplirán la próxima década 40 años de funcionamiento, el límite oficioso de su vida útil, según los expertos. La primera en agotarlo, en 2021, será la más antigua de las dos unidades de Almaraz, cuyo socio mayoritario es Iberdrola. Dos años después lo harán el segundo grupo extremeño y el más viejo de los dos de Ascó, este último de propiedad íntegra de Endesa. Les seguirán en 2024 y 2025 Cofrentes –cien por cien Iberdrola– y Ascó II –operada por ambas con mayoría de los italianos– para cerrar la ronda Vandellós II –controlada por la filial de Enel– en 2027 y, ya en 2028, Trillo, en la que Iberdrola posee un 48% al que se suma un 2% de Nuclenor, con Gas Natural (34,5%) e Hidroeléctrica del Cantábrico (14,5%) como socios.

Antes que esas siete, la central burgalesa de Santa María de Garoña, situada  a orillas del Ebro, superó en 2011 ese umbral de las cuatro décadas de funcionamiento. Dejó de producir electricidad en diciembre de 2012 por motivos económicos y está formalmente parada desde el 6 de julio del año siguiente. Sin embargo, en la práctica se encuentra en una situación de stand-by en la que sus propietarios, Endesa e Iberdrola, dueños cada uno de ellos del 50% de Nuclenor, soportan una factura anual de 60 millones –van tres y medio– para no perder la concesión de agua mientras se debaten entre asumir otra de 120 por reabrirla –siempre que lo autorizara el Consejo de Seguridad Nuclear, al que le han solicitado una prórroga hasta 2031– o de 150 por cerrarla y poner a buen recaudo su combustible de acuerdo con la hoja de precios de la Ley de Medidas Fiscales para la Sostenibilidad Energética.

La decisión final sobre el cierre o la reapertura de Garoña marcará la tendencia para el resto de la red nuclear española, en la que siguen operativas siete centrales tras el cierre de Zorita en 2006, una vez superados sus 35 años previstos de vida útil, y el anterior de Vandellós I tras el incendio que dañó sus instalaciones en octubre de 1989. Las miradas se centraban hasta ahora en el Consejo de Seguridad Nuclear (CSN), favorable a la reapertura y que prevé hacer público su dictamen sobre la prórroga en noviembre. Sin embargo, comienzan a volverse hacia Iberdrola, pieza clave del entramado empresarial de esa parte del sector eléctrico español.

Iberdrola, socia en seis de las siete nucleares y mayoritaria en cuatro

La apuesta por las renovables y el alejamiento estratégico de las nucleares por parte de Iberdrola, presente en las empresas que explotan seis de las siete centrales de combustible radiactivo y mayoritaria en cuatro de ellas, y la política energética del Gobierno que salga –si sale– de las últimas elecciones serán las dos claves que marcarán el futuro del parque nuclear español, que en doce años, salvo que el CSN dictamine lo contrario, habrá quedado fuera de servicio por obsoleto.

Ahora, y según se comporta la meteorología, llega a cubrir más de la quinta parte de la demanda eléctrica de España –21,7% el año pasado– como parte de un sector energético en el que convive con las trabas a las renovables, que los dos últimos años atendieron entre el 37% y el 42% del consumo, y con el negro futuro del carbón, que todavía abastece a entre la quinta y la sexta parte del consumo pese a sus graves efectos ambientales.

Mientras esa compleja panorámica energética sigue sin provocar un debate ni serio ni profundo, los tres actores empresariales de Garoña optan por mantener sus cartas boca abajo. Y el suspense. “La estamos manteniendo en perfectas condiciones para su reversibilidad, avanzando en los proyectos pendientes y a la espera del informe del Consejo de Seguridad Nuclear”, explican desde Nuclenor. “No hay ninguna decisión tomada. La intención es apostar por la reapertura, por eso se pidió; pero, antes de decidir, se valorarán las condiciones que imponga el dictamen del CSN”, enfrían en Endesa. Mientras tanto, en Iberdrola “no hay una postura oficial”, aunque recuerdan que “hay más inversiones previstas” en la planta. Nuclenor, que considera en su web la vasija del reactor de Garoña “apta para continuar su operación a largo plazo”, tiene un horizonte de potentes desembolsos, ya sean anotados como inversiones o como gastos.

Uno de estos, que le supone unos cinco millones de euros al mes y con el que mantiene 250 empleos directos mientras genera unos 200 indirectos, tiene carácter estratégico. Se trata del mantenimiento que requiere la central, que incluye el cuidado de la piscina que alberga el combustible extraído del reactor el 22 de diciembre de 2015. Esas labores son, en realidad, por el pequeño consumo de agua que suponen, una inversión a medio plazo que, en caso de no realizar, dejarían a la empresa en condiciones de perder su concesión del Ebro. Sin ella, Garoña no podría volver a operar.

Garoña: ¿Gasto o inversión estratégica en mantenimiento?

Ese es el elevado precio de mantener viva la opción de reiniciar el equipo. Ejecutarla requeriría una inversión de 120 millones en construir una nueva torre de refrigeración e instalar un sistema de control de la temperatura del agua que vierte al Ebro, cifra a la que se sumarían las exigencias que pueda incluir el CSN en su dictamen. Sin reinicio, la factura de desmantelar Garoña incluiría un apunte de 150 millones de euros por el tratamiento de los residuos nucleares.

Es decir, que los socios de Nuclenor se debaten entre esas cuantías, aumentadas en ambos casos en 60 millones anuales mientras toman la decisión. Con una producción de algo más de 3.500 megavatios.hora –generó en sus 42 años de funcionamiento 133.335 gigavatios, la mitad de la demanda española en un año medio-, necesitaría varias décadas para enjugar esos desembolsos. Como para que no surjan tensiones entre los socios.

No obstante, otra hipótesis, en este caso jurídica, invita también a interpretar como una inversión estratégica ese elevado gasto mensual en mantenimiento. Sería una de las bases para reclamar al Estado una indemnización millonaria por lucro cesante si el eventual visto bueno del CSN al reinicio se viera seguido de un veto por parte del nuevo Gobierno. Todo apunta a que el PP seguirá en La Moncloa, aunque su continuidad requiere el apoyo de grupos contrarios a la continuidad de la central, que hace unos meses eran todos los demás, C’s, PNV y CDC incluidos.

Garoña, impulsada en 1957 por Iberduero y Electra de Viesgo, no solo provoca disensos. También genera consensos. En los últimos meses ha provocado la aprobación de mociones que reclaman el cierre en ayuntamientos, diputaciones y parlamentos autonómicos de toda la cuenca del Ebro. Y los riesgos que genera su obsolescencia lograron durante la breve legislatura estatal poner de acuerdo a todo el arco parlamentario, salvo el PP, para reclamar su cierre definitivo.

Sobrón: poco oxígeno, mucha sal y nitrógeno y una invasión de mejillón-cebra

La central dejó de operar el 16 de diciembre de 2012, según la propia empresa, o el 6 de julio de 2013, según determinó el Tribunal Superior de Justicia de Castilla y León. Había sido inaugurada el 21 de septiembre de 1971, lo que supone que las aguas recalentadas de su sistema de refrigeración fueron a parar durante más de 15.000 días al embalse de Sobrón, al que la memoria anual de la Red de Seguimiento de Masas de Agua Muy Modificadas de la Confederación Hidrográfica del Ebro (CHE) y su informe específico sobre el pantano de Sobrón sitúan como el de peor calidad biológica de la cuenca del Ebro. Es, junto con Maidevera, en el río Aranda,  el único al que los estudios experimentales atribuyen un potencial ecológico “malo”, aunque sube un escalón en cuanto al cumplimiento de la normativa y en ese apartado, es uno de los 19 catalogados como “deficiente”.

Este pequeño pantano, que inunda 288 hectáreas de ribera a caballo de las provincias de Burgos y Álava para almacenar 20 hectómetros cúbicos de agua, entró en servicio en 1961, cuatro años después de que Viesgo e Iberduero, que ya explotaba la central hidroeléctrica de su presa, comenzaran a trabajar en el proyecto de la nuclear, que tardaría una década en comenzar a producir energía. Cuatro décadas después, es el líder de la cuenca en nitrógeno inorgánico oxidado, tóxico para los peces; presenta en su fondo “el valor más alto de todo el estudio” en alcalinidad, con 4,2 miliequivalentes por litro que le alejan de la horquilla que requieren los organismos vivos, y en él “ha vuelto a aparecer” un “hipolimnion anóxico [estrato sin oxígeno], con 12,2 metros de agua con una concentración menor a 2 miligramos por litro” de ese gas y con una elevada salinidad. Su profundidad media es de siete metros y la máxima, de 33.

Los informes, que destacan la “abundancia de las larvas planctónicas de mejillón cebra” en sus aguas hasta colocarle como líder también en la presencia de este molusco invasor –alcanzó 747,5 ejemplares por litro que suponen más del 80% de su plancton animal, aunque había descendido en el último año–, reseñan “la problemática de estratificación térmica severa debida a la presencia de aportaciones de agua de refrigeración con temperatura elevada” que ha sufrido en los últimos años. Es decir, que el hecho de recibir como vertido el grueso de los dos millones de litros de agua (24,3 por segundo) que diariamente captaba del Ebro la central para refrigerar sus instalaciones ha alterado el equilibrio ambiental del embalse.

Los técnicos de la CHE llaman también la atención sobre la mayor densidad de esa capa inferior del agua, la cual, “ya sea salino o térmico” su origen, “hace que los procesos de descomposición” que se dan en ella “agoten el oxígeno, siendo el factor que hace empeorar la calidad, conjuntamente con la presencia de grupos algales (no cianobacterias) indicadores de baja calidad”. “Se debería conocer cuál es el origen de esta mayor salinidad hipolimnética”, señalan. Y plantean varias hipótesis: que sea natural, que proceda de “los tratamientos antihielo de la carretera que discurre por su margen izquierda” y que, por otro lado, coincida con una eventual “aportación de nutrientes por el curso fluvial que favorece el crecimiento fitoplanctónico”. En cualquier caso, sugieren aprovechar las crecidas del Ebro para renovar el agua de Sobrón y “favorecer la salida de las aguas de las capas profundas del gradiente de densidad, más salinas y anóxicas”.

Resulta llamativo que el potencial biológico del embalse de Sobrón se haya deteriorado desde que la central dejó de operar en 2012. La memoria de la red de seguimiento de ese año catalogaba el experimental como “deficiente”, aunque ya era “malo” en cuanto a la presencia de oxígeno en sus aguas, el mejillón cebra ya suponía cuatro quintas partes de su zooplancton, arrojaba los mayores índices de conductividad y su temperatura, de casi 26 grados, era la mayor de la cuenca “por su relación con el sistema de refrigeración de la central nuclear contigua”.

Los costosos requisitos para reabrir y la vigencia de la concesión

Esas circunstancias hicieron que la CHE revocara en 2013 su autorización de vertido para emitir otra más exigente. Impuso a Nuclenor las obligaciones de construir una nueva torre de refrigeración y de instalar un sistema de control de la temperatura del agua que vierte al Ebro que, por otro lado, requiere el visto bueno del organismo tres meses antes de un eventual reencendido del reactor.

Cumplir esos requisitos, avalados por el Tribunal Superior de Justicia de Castilla y León, que rechazó ampliar el permiso de 2007 y eliminar el límite de 30 grados para el caudal que devuelve, requeriría una inversión de, aproximadamente, 120 millones de euros. Su objetivo es garantizar la inocuidad ambiental de una central gemela de la que destruyó el maremoto de Fukushima (Japón) en 2011, que ha superado las cuatro décadas de vida útil que los expertos atribuyen a este tipo de instalaciones y que se encuentra en un río cuya ribera habitan, aguas abajo de Miranda, 1,3 millones de personas.

La orden con esas condiciones fue emitida poco después de que la Fiscalía de Zaragoza archivara la investigación que abrió tras denunciar Greenpeace un presunto delito ambiental. La organización ecologista sostenía que la central vertía el agua de sus circuitos de refrigeración con una temperatura superior a la permitida, y que eso amenazaba la vida de las especies autóctonas y favorecía el desarrollo de las invasoras.

Solo puede calentarla en tres, pero un estudio elaborado por una consultora por encargo de la organización ecologista apuntaba que en febrero llegaba a tomarla a seis y a devolverla al río a 32 -el límite está en 30-, lo que elevaba a 18 la del embalse en pleno invierno. La horquilla, según ese dictamen, se situaba en diez en verano, mientras que en mayo, con la central en parada técnica, no había variaciones. Sin embargo, el ministerio público concluyó que, aunque ocasionalmente se dan variaciones en la salida de los canales de refrigeración, el vertido estaba bajo control, tanto por la empresa como por la CHE.

El Gobierno central tiene sobre la mesa otra patata caliente relacionada con Garoña mientras el CSN tramita su reapertura: la vigencia de la concesión de agua para su sistema de refrigeración.

La Ley de Aguas establece que el Ministerio de Medio Ambiente puede declarar caducada una concesión “por la interrupción permanente de la explotación durante tres años consecutivos siempre que aquella sea imputable al titular”. Esa condición se daría a partir del próximo 7 de julio si se tratara de una única autorización. Sin embargo, fuentes de la CHE explicaron que Nuclenor dispone de un único título concesional para varias aplicaciones del que, pese a la suspensión de la refrigeración, “sí está haciendo uso”. Es decir, que seguiría estando vigente al no contemplar la legislación las declaraciones parciales de caducidad.

En cualquier caso, esa decisión requiere tramitar un expediente que pruebe que la actividad para la que fue expedida la concesión ha cesado y que esa interrupción se debe a su titular. Si alguien insta su apertura, su tramitación coincidirá con el dictamen del CSN. Y aportará, junto con este, datos para valorar aspectos que, junto con los energéticos y los económicos, resultan fundamentales para posicionarse sobre la energía nuclear: la seguridad para las personas, sus efectos en el medio ambiente y su adecuación a la normativa sobre la gestión del agua.

Fuente: ctxt.es

Mas: Hermano de Soria crea empresa petrolera una semana despues de cambiar la ley antifracking

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