La centrales nucleares estarán totalmente apagadas en España en 2035, como acordaron los dueños y el Gobierno en 2019. Un pacto que ha ido de la mano de una subida de impuestos, principalmente, para gestionar el cierre de las mismas. Iberdrola y Endesa, los grandes operadores nucleares del país, acordaron este plan ordenado de cierre pagando 999 millones de euros y, en 2025, esta cifra alcanzará los 1.566 millones, un 56% más.
La carga fiscal de las centrales nucleares se ha visto históricamente incrementada con tributos y tasas medioambientales que gravan entre otros, los ingresos por la venta de electricidad o el combustible nuclear gastado. “Lo que genera un desequilibrio en la estructura de ingresos y los costes convencionales de las centrales”, explican los expertos de la consultora PwC en un informe titulado “El papel de la energía nuclear en el marco de la transición energética”. “Es por ello por lo que, a pesar de que las centrales nucleares son competitivas en costes operativos, se enfrentan a un problema de competitividad por su elevada fiscalidad”, concluyen.
Estas tasas ascienden ya a los 25 euros megavatio hora (MWh), que equivale entre un 35% y un 40% de la facturación anual de las centrales y que, con el aumento de la tasa, supondría hasta un 50%. En este sentido, la implementación de la nueva norma elevaría la carga fiscal a los 28 euros/MWh, es decir, un acumulado de 1.566 millones de euros de impuestos a las centrales nucleares, una cifra que plantea desafíos sustanciales para la rentabilidad y competitividad del sector.
Desde su creación en 2005, la tasa con la que las centrales nucleares financian las actividades del Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR) ha ido aumentando conforme Enresa ha ido incrementando los costes del plan. La última modificación se ha traducido en una propuesta de Real Decreto del 12 de enero de 2024 que implicaría, en el supuesto de que se materialice, una subida del 40% de la tasa, pasando de los 7,98 €/MWh actuales a 11,14 €/MWh a partir de julio de 2024.
La actualización de los costes futuros responde principalmente a la necesidad de mantener siete almacenes temporales descentralizados (ATD), uno en cada emplazamiento de las centrales nucleares, que sustituirían al fallido almacenamiento temporal centralizado (ATC). Esto ha supuesto un extracoste de 2.000 millones de euros que no es imputable a los propietarios de las centrales nucleares, sino derivado de una decisión política.
¿Extender la vida?
La postura del Ejecutivo español respecto a la nuclear es clara, siguiendo la estela de Alemania y convirtiéndose así en el único país del mundo con capacidad nuclear actual que confirma que la energía nuclear en España tiene fecha de caducidad. Esta decisión se basa en el Protocolo de cierre ordenado que firmaron en 2019 las cuatro empresas propietarias de las plantas nucleares y Enresa y que se llevará a cabo entre 2027 y 2035.
El Gobierno asegura que ninguna empresa ha solicitado formalmente extender este acuerdo que Endesa, Iberdrola, Naturgy y EDP firmaron. Aunque estas mismas empresas dejan caer, siempre que pueden, que en estos momentos sería buena idea valorar una ampliación de ese proceso de cierre.
"Ahora mismo hay unas fechas, esto es lo que hay”, aseguraba José Bogas, consejero delegado de Endesa, esta semana en la presentación de sus resultados. “Dicho esto me gusta decir que intelectualmente estoy a favor de la extensión de la vida de las nucleares, cada uno tenemos nuestros defectos. Por política energética o lo que sea se decide que no, pues lo acepto", añadía.
Un discurso que esconde el escenario actual, las empresas son partidarias de ampliar pero no van a reclamarlo de manera oficial. Por lo tanto, el objetivo ahora es garantizar que su centrales nucleares puedan continuar su operación con una seguridad económica que les permita recuperar las inversiones realizadas hasta la fecha prevista en el PNIEC para su cierre. Y sí darán batalla por esta subida de impuestos.
¿Quebrarán las nucleares?
Desde PwC afirman que el parque nuclear de España se enfrenta a un problema “artificial” de viabilidad económica por su elevada fiscalidad. “La energía nuclear nacional ha sido aproximadamente 12 €/MWh más cara que la francesa”, afirman. “Desde una perspectiva puramente económica, en nuestra opinión, esta situación podría abocar a prescindir de esta tecnología de forma acelerada”, puntualizan.
En ese hipotético escenario se produciría un aumento de 13,26 euros/MWh del precio medio del mercado eléctrico en España a raíz del mayor número de horas en las que los ciclos combinados (CCGT) fijarían el precio, lo que supondría tanto un incremento en el consumo de gas natural como un incremento de las emisiones de CO2. Además, es importante tener en cuenta el impacto en términos de seguridad de suministro, pues los últimos estudios publicados a nivel europeo (ENTSO-E) y nacional (Redeia) advierten de unos márgenes de cobertura estrechos incluso en 2024 y 2025, periodo en el que las centrales nucleares continúan operativas.
Desde PwC consideran que una posible solución pasa por no aumentar la carga fiscal de esta tecnología, de forma que Enresa pueda cubrir los desvíos planificados con la recaudación en el año 2012. Con aquella ley, las centrales pagan una tasa por la producción de combustible nuclear y residuos radiactivos que supone unos 5 euros MWh y por la que hasta 2023 se ha recaudado en ese concepto más de 3.000 millones de euros, cantidad que hubiese sido suficiente para cubrir el extracoste de 2.000 millones de euros planificado si dicha recaudación se hubiese guardado en un fondo para desviaciones de Enresa. Una batalla fiscal que se librará mientras las centrales van cerrando.
