José Ramón Torralbo es presidente de la Sociedad Nuclear Española, una entidad sin ánimo de lucro compuesta por un millar de profesionales del sector. También es presidente y director general de Nuclenor, la empresa de Endesa e Iberdrola que gestiona la central de Garoña, que hoy cumple 45 años.
¿Es cara la energía nuclear?
Cada uno tenemos un concepto de lo que es caro. Habría que compararlo con el resto de fuentes; en este momento la hidráulica y la nuclear son las más competitivas del mercado eléctrico diario.
¿Y en términos de vida útil?
Hay que sumar costes y todos hay que considerarlos. En este momento los costes de operación están en línea con el mercado eléctrico. La nuclear está entre las tecnologías que se aportan las primeras para asegurar su competitividad.
¿Y los que dicen que no se sabe lo que costará desmantelar los reactores o la gestión de los residuos a largo plazo?
Está perfectamente claro. Por cada KWh que generan las centrales hay una tasa establecida por Enresa, la empresa nacional de residuos, para financiar la gestión del combustible y el desmantelamiento completo de los emplazamientos. Está previsto que esté financiado todo el desmantelamiento y la gestión del combustible gastado.
¿Puede ocurrir que los costes estimados sean inferiores?
Es una responsabilidad de Enresa, que recibe un importe de cada central según lo que esté produciendo. Tendría que estar bien hecho. No cabe duda que no será lo mismo si las centrales operan 40 ó 60 años, en cuyo caso esos costes se pueden diluir en más tiempo y permitir que el precio al que ofertasen las centrales nucleares fuese algo inferior.
¿Habrá más nucleares en España?
Cuándo; la pregunta es cuándo. Con la potencia instalada no parece que tenga sentido plantearse nuevas centrales a corto plazo; es suficiente mantener las existentes. Y habrá que definir el modelo energético y dar estabilidad a largo plazo, pero no por ideologías, sino porque haya un modelo energético y certidumbre legal para invertir en la tecnología que sea.
Garoña cerró por cuestiones económicas, ¿podrá reabrirse?
Podría entrar en el mercado en condiciones equivalentes a las del resto de las plantas.
¿También se considera el coste del alargamiento de su vida útil?
Por supuesto que sí. Los propietarios de Garoña siempre tuvieron vocación de largo plazo. Garoña hizo muchas inversiones en 2009 con la idea de que iba a continuar su vida operativa como mínimo hasta 2019. Después, hubo un cambio de política energética y se dictaminó que cerrase en 2013. Más tarde se le han sumado inversiones adicionales y, si tuviera una autorización, habría que hacer más inversiones, las que fuesen necesarias.
¿Cuánto dinero se ha gastado en Garoña desde que paró?
La cifra se ha publicado, más de 200 millones de euros para mantenerla y mantener la opción de reversibilidad de la instalación.
¿Por qué se están construyendo infraestructuras del ATC si está pendiente la autorización ambiental del Ministerio de Agricultura?
Como Sociedad Nuclear Española no tenemos esa información y no podemos especular sobre el proyecto, que es bastante complejo y que tenía cierta urgencia por evitar costes mayores, pues se van acelerando las infraestructuras que se ha decidido que se debe tener.
¿Estará terminado antes de que empiecen a cobrarnos por los residuos de Vandellós en Francia?
Ojalá, porque nos interesa a todos que los temas administrativos se resuelvan cuanto antes. Es bueno para la economía del país, es bueno para Enresa, es bueno para la tarifa... Es bueno para todos que finalice ese proyecto y que los trámites se resuelvan cuanto antes.
¿Qué señales de mercado son necesarias para mantener un parque nuclear similar al actual en la UE, como propone la Comisión?
Hay muchas opciones. El Reino Unido ha establecido un precio para que el inversor tenga una certidumbre de futuro. Aquí se habla de sacar de la tarifa todo lo que no sea coste de generación, de modo que cada fuente sufra sus costes. Y si en esa situación la nuclear es competitiva, que por supuesto lo será... Se decidirá, pero siempre que el precio no esté inflado por otras cosas, como tasas para sufragar el déficit.
¿Prefiere un modelo de precio fijo como el del Reino Unido a uno marginalista como en España?
No, no, no. Digo que hay dos modelos viables. Uno es el del Reino Unido, con ese mercado que ha decidido un precio fijo y otro es el modelo marginalista, que la generación sufrague los costes reales y exclusivamente los suyos sin ninguna aportación adicional. No me decanto; creo en los dos.
Pero, en Reino Unido se pagarán 120 euros por MWh y los mercados eléctricos están a 40 ó 50...
Hay que saber dentro de cuántos años cobrará ese dinero y con qué competirá. Al analizarlo nos parecía alto a todos, pero entiendo que para cuando esas plantas se pongan en funcionamiento, dentro de bastante tiempo, diez años o lo que sea, estará compitiendo a lo mejor con la eólica offshore, que anda aproximadamente en esos precios. Si quiero tener un mix diversificado y quiero tener eólica y nuclear, quiero ser independiente energéticamente y descarbonizar... Pues renovable y nuclear, no hay otra forma.
