Temas ambientales

Al socaire: Ante la reorganización del mercado energético español

En la foto, que tomé ayer (es decir, el jueves), Manuel Pizarro se encamina para subir al coche que le llevará nuevamente a sus cuarteles de primavera. Acababa de repetir por enésima vez -ante un grupo de jóvenes ¿periodistas? que se agolpaban tumultuariamente a su alrededor, amenazando su integridad física con cámaras y grabadoras- que la oferta de E.ON es amistosa, y que los 40 euros por acción que ahora ofrecen, constituyen una adecuada valoración de la compañía, y que, para más abundamiento, él y su Consejo de Administración acudirían a la OPA. Es decir, se despedía de la presidencia de Endesa, en la que ha cosechado uno de los mayores éxitos profesionales de los que pueda alardear ningún ejecutivo europeo.

Atrás, muy atrás, queda la oferta de Gas Natural, a 22,8 euros, que fue calificada inmediatamente de hostil e insuficiente. El tiempo ha dado la razón a los que así opinaban, además de ser validados por los numerosos análisis económico-financieros que se han hecho desde entonces de la compañía, tanto por especialistas serios como por diletantes. El valor bursátil de Endesa supera actualmente los 43.000 Mill de euros, y cotiza a casi el doble de lo que el mercado ofrecía hace apenas año y medio. 

Nunca he comprendido bien -y no será por falta de estudios- qué es lo que valoran los mercados bursátiles, y estoy con aquellos que ven en este juego de la Bolsa una combinación de cuidado del valor, análisis financiero y mercantil, especulación, oportunismo y suerte. También, en el caso de las empresas que cotizan en el IBEX, hay una componente política, que se traduce en sintonía con la Administración pública, especialmente en las empresas de servicios y construcción, porque nadie puede pretender ganar dinero con las utilities si está enfrentado con el Gobierno.

Manuel Pizarro tiene, como nadie, las claves de la compañía. Endesa tiene en la actualidad más de 27.000 empleados y las cifras provisionales para 2006 la sitúan por encima de los 30.000 Mill. € de facturación, con un beneficio neto del 15%, más de 5.000 Mill de €, en una línea ascendente impresionante.  Por eso, aunque las cifras sean tan altas, la inversión pretendida por E.ON y sus competidores no parece en absoluto desproporcionada.

Para Pizarro, la batalla por el control de Endesa ha terminado. E.ON se hará o no con el control de la eléctrica -tiene pocas posibilidades de que su OPA prospere-, y las promesas y amenazas de Acciona y Enel se ventilarán tras bambalinas, pero él ha quedado marcado en la pelea. Si no tienen ganas de recibir solbresaltos, los accionistas tienen la oportunidad de hacer caja, y dedicar sus plusvalías a invertir en otras empresas de servicios, particularmente eléctricas y energéticas, porque la historia continuará, aunque con otros protagonistas.

Las incógnitas sustanciales de la programación energética española siguen, para  el resto de los ciudadanos y en lo que afecta a sus bolsillos -ahora como paganinis de las tarifas eléctricas- , completamente abiertas. ¿Más inversiones en energía nuclear, como proponen las empresas eléctricas? ¿Apoyo a las renovables, en esa confusión incomprensible de solares y fotovoltaicas, eólicas terrestes y marinas, biomasas y biódeseles, con precios que han favorecido la especulación? ¿Gas natural argelino o ruso, electricidad de las fuentes nucleares marroquíes o francesas?. ¿Se incorporará la energía a la política comunitaria con pleno efecto?. ¿Desequilibrará aún más el cumplimiento pleno del plan de desalación el consumo energético español?...

Cuando acompañaba -es un decir- a Manuel Pizarro a la salida del Hotel Intercontinental, ayer, en la que ambos habíamos participado en actividades diferentes de las que salimos simultáneamente, pensé: "Qué alivio deberá sentir este hombre cuando deje la púrpura y se pueda refugiar en el anonimato". Como yo.

A sotavento.- ¿Habremus, por fin, reglamento para la autorización ambiental integrada?

Salvador Gracia Navarro, querido colega del CIDES, presentó en el Conama las conclusiones del Grupo de Trabajo sobre Autorización Ambiental Integrada, que él dirige, ante una audiencia numerosa, atraída por lo interesante del tema.

El asunto sigue candente. A finales del pasado julio se ha dado a conocer  un nuevo Borrador del Reglamento de Desarrollo de la Ley 16/2002, que, como se sabe, traspuso la Directiva 96/61/CE , relativa a la Prevención y Control Integrados de la Contaminación (conocida como IPPC, aunque no falta, como Salvador recordó, quien la referencia como LPCIC, defendiendo la prevalencia de las siglas en español sobre las inglesas). 

La jefa del Area de Medio ambiente industrial, Carmen Canales, no pudo asistir a la presentación del Borrador, y  fue suplida –muy bien- por Begoña Nava, quien hizo la síntesis de la previsión de Reglamento. 

La Ley y su Reglamento tienen el propósito de internalizar las costes ambientales para ciertos sectores industriales, considerados como más contaminantes, y que se relacionan en el Anexo I de la Ley 16/2002. La IPPC creó la figura de la Autorización Ambiental Integrada, para el control de las actividades que afectan al medio ambiente en esas empresas, estableciendo valores límite de emisión para varias sustancias contaminantes, de acuerdo con las mejores técnicas disponibles (MTD) y  las condiciones del entorno. Cuestión esta, por cierto, que lleva de la mano a la diferencia entre controlar la emisión o la inmisión, asunto que no es plato solo para especialistas, pues incide sobre el conocimiento básico que deben tener cuantos se preocupan por las cuestiones ambientales.

Las instalaciones afectadas deberán solicitar dicha Autorización antes del 1 de enero de 2007. Los borradores del Decreto están circulando desde febrero pasado, en el deseo de la Administración de propiciar el adecuado consenso antes de lanzar un Reglamento que ha de suponer un importante esfuerzo de control y costes importantes para las empresas.

El procedimiento para tramitación de los expedientes administrativos para obtener la autorización de funcionamiento ha merecido algunas críticas desde las Asociaciones empresariales más afectadas, y otros agentes sociales (sindicatos, en especial). Se exigía del Reglamento que el registro  EPER (Registro estatal de emisiones y fuentes contaminantes), de acceso público, matizara entre las empresas que superen los umbrales mínimos y los datos que, simplemente, hayan sido proporcionados al registro cumpliendo con la obligación informativa, para evitar malas interpretaciones por el gran público. Se pedía, incluso, que solo se diera difusión a los datos de las empresas incumplidoras. 

Otro aspecto controvertido es la fórmula de comprobación por parte de la adminstración, en relación con la autorización para iniciar las actividades, ya que en la redacción se expresaba el sin-sentido de que no se podría autorizar la actividad de una instalación cuyos datos no hubieran sido comprobados por las autoridades ambientales, control imposible para quien aún no ha empezado su proceso. Faltaba también la referencia a un plazo máximo para que la Administración realizara sus comprobaciones, una vez presentado el expediente.

Otras opiniones exigían concretar el procedimiento simplificado por la vía reglamentaria, así como la fórmula para ver autorizadas modificaciones no sustanciales en las instalaciones, o realizadas con carácter puntual, por causas propias de la producción (limpieza de instalaciones, desmontaje, etc). Por referirme a otro aspecto controvertido del primer borrador del reglamento, se exigía del Informe Urbanístico para instalaciones ya existentes que hubieran obtenido su licencia de acuerdo con un Plan anterior, que se tuviera en cuenta aquella situación, para evitar que la modificación de los planes comprometiera la viabilidad de algunas empresas.  

La preocupación por aplicar Sistemas de Gestión Medioambientales (SGMA) para certificar las empresas, debiera permtir agilizar el proceso de autorización ambiental integrada, y puesto que las CCAA son las responsables en esta materia, se preconizba una clara armonización de los requisitos, establecida por la vía reglamentaria. Esta cuestión afecta concretamente a la validez de los certificados ISO 14001 y EMAS. 

En cuanto a las actividades incluidas en el Anexo 1 de la Ley, se pedía por los sectores afectados, la clarificación de que las transformaciones físicas no resultarían afectadas, sino solo las que involucraban un proceso química, acomodándolo así plenamente al resto de las transcripciones de la Directiva que se han venido haciendo en otros países europeos.

Begoña explicó que la relación del Anexo 1 del Reglamento era enunciativa y no limitativa, lo que puede crear una inseguridad jurídica que debe tratar de corregirse, obviando igualmente la discriminación entre autonomías. Existen unas 5.035 instalaciones afectadas (en su mayor parte, del sector agroalimentario y ganadero, con 2.616 empresas en la relación, seguido del sector de tratamiento de minerales, con 885 –fundamentalmente, cerámicas-). Ya se han concedido 500 autorizaciones (excluída Cataluña).

El reglamento incorpora la obligación de comunicar cualquier transferencia de residuos peligrosos en cantidades superiores a 2 t/año y de las de más de 20.000 t para los no peligrosos. En el caso de que varias actividades industriales sean realizadas por el mismo titular, se podrán establecer valores límite de emisión globales para cada uno de los elementos contaminantes.

El informe urbanísitco será independiente de la licencia de obras o cualquier otra licencia o autorización exigible. Mención especial merece el procedimiento para incorporación de los permisos de vertidos otrogados por las autoridades de cuena. Las Comunidades Autónomas están obligadas a trasladar el expediente en un pazo de 10 días al Organismo, siendo válido el silencio administrativo. Trascurridos 5 años de la concesión de la autorización de vertido, se establece de oficio la revisión de la misma, para homogeneizar todos los plazos y armonizar con la autorización sustantiva.

Se realiza tambiénen el Anexo la disociación de algunas sustancias que aparecían en la Ley como agrupadas (anoté en mis notas apuradas, el caso del aluminio, viscosa, sulfito). 

Se da, en fin, pocos meses de vida al RAMINP (Reglamento de actividades molestas, insalubres, nocivas y peligrosas) y a la O.M. de 15 marzo de 1963, que dió instrucciones Complementarias para la aplicación de ese Reglament.

Al socaire: Los grandes petroleros y la contaminación de la mar: una visión

En la reunión mensual del Comité de Ingeniería y Desarrollo Sostenible, el ingeniero naval Carlos Álvarez Cánovas hizo una presentación muy interesante acerca de la problemática de los grandes petroleros.

La reunión de los representantes de las ingeníerías españolas tenía caracter interno, y el administrador de este Cuaderno, que figura en el Comité por designación del Consejo Superior de Ingenieros de Minas, no pretende realizar un resumen de la brillante conferencia, ni, por supuesto, atribuirse ideas ajenas.

Pero el interés de lo expuesto le anima, bajo su exclusiva responsabilidad, a expurgar algunas reflexiones acerca de la problemática del transporte de petróleo en grandes buques, que expondré sintéticamente. :

1.       El transporte marítimo es un elemento causante de fuerte contaminación en el medio. Esta se produce por la limpieza incontrolada de sentinas, descarga de lastre contaminado y transporte indeseado de especies, pinturas venenosas en los cascos para prevenir incrustaciones de seres vivos, accidentes, vertidos varios  (desechos de la tripulación y ocupantes, restos de aceites y fueles, pérdidas parciales de carga en la manipulación), etc.

2.       El transporte de petróleo por vía marítima tuvo un punto de inflexión en 1886, con la botadura del Glúckauf, que encalló en Nueva York en 1893 (en la página web: http://www.cetmar.org/DOCUMENTACION/dyp/mareas_negras_catastrofes.htm,

hay una buena relación de catástrofes de petroleros, con otros datos de interés sobre el transporte marítimo). En España, se construyó en 1961 el Bahía Gaditana. (ver un resumen de la historia de AESA en el período en http://www.buques.org/Cadiz/Construcciones/AESA/Construcciones%20AESA.htm).

3.      En 1971 se construye el petrolero Barcelona, con capacidad para 230.000 t,  momento decisivo de una época en la que empezó a apostarse decididamente por el tamaño de los buques petroleros, que se estaban construyendo en todo el mundo con tecnologías constructivas poco probadas y del tipo monocasco.

4.       En 1976 se construyó el Viking, con casi medio km de eslora (458m) y con capacidad para 564.768 t. Necesita puertos de 24,6 m de calado para atracar. Incluso existieron proyectos para construir buques petroleros capaces para 1 millón de t.

5.      La carrera por construir buques cada vez mayores trabajaba con un grave hándicap técnico, y era la inexperiencia en la construcción de grandes buques y de los problemas estructurales que podían presentar. Pero, además, presentan graves dificultades de maniobra: necesidad de puertos especiales (no es posible hablar de puertos refugio para esos grandes buques, más que en zonas muy específicas, de gran calado); inexistencia de remolcadores adecuados para aguantar el buque con vientos, por ejemplo, de 80 km/h).

6.      Los problemas constructivos se evidenciaron en el caso del Barcelona cuando en el 81, inopinadamente, comenzó a hundirse de proa mientras navegaba por el golfo Pérsico. Cuando navegaba con los tanques 1 y 3 llenos de crudo, la presión hidrostática de este líquido parecía que había hecho soltarse el mamparo del fondo y comenzó a entrar agua en el tanque de lastre. La estructura se había calculado y, sobre todo, soldado mal, pero los defectos no resultaron detectables en las inspecciones previas. Un análisis exhaustivo del CENIM vino a demostrar que el mamparo no estaba correctamente soldado y que, por fortuna en la adversidad, un trozo de aproximadamente 1 m2 sí estaba bien soldado al casco, por lo que éste se agrietó y empezó por el agujero a entrar agua de mar, lo que impidió que el buque explotara. La actuación del primer oficial y el maquinista jefe salvaron el buque, que se llevó a encallar y pudo repararse.

7.      Aunque el caso del Prestige alcanzó gran difusión mediática otros desastres fueron más contaminantes. Tal el caso del Castillo de Bellver (300.000 t), el Amoro (230.000, en el canal de La Mancha), Elcano. .. El Exxon Valdez, con 300.000t vertidas en Alaska causó un daño ecológico muy superior a otros desastres. En los 70 y 80 se hundieron o explotaron muchos buques petroleros.

8.      Las técnicas constructivas, como consecuencia de estas experiencias, han evolucionado hacia los principios siguientes:

a.      Aconsejable no superar los 100.000/120.000 t de capacidad

b.      Fabricar los buques con doble casco. Se hace notar, sin embargo, que esta solución no es definitiva respecto al riesgo de contaminación, ya que entre ambos cascos existe una cámara de 1 m de aire (aprox.) que hay que mantener muy limpio de residuos, pues puede formarse una atmósfera explosiva.

c.       Extremar las técnicas de soldadura y control, con parámetros muy restrictivos.

d.      Se ha revisado el diseño general de los buques, para que aguanten los esfuerzos a los que se verán solicitados.

e.      Perseguir y controlar los barcos piratas. En los puertos de USA, por ejemplo, antes de permitir acercarse a puerto, se revisa la documentación y estado del buque por personal especializado.      

9.      Por otra parte, se subraya que el importe del flete es marginal en cuanto al precio del combustible, cuando se consideran todos los componentes del coste sufragado por el consumidor. Por ello, el pretender abaratar esta partida con buques muy grandes se ha revelado como un error conceptual. 

A sotavento: Energía fotovoltaica: las cifras de un negocio ambiental (2)

(Este comentario tiene una primera parte)

Siempre sin perder de vista la clasificación general en instalaciones de aprovechamiento de energía solar con finalidades térmicas (ahorro individual de energía) o producción fotovoltaica (para entrega a la red general), la situación actual tiene estas componentes adicionales, en relación con lo que expresaba en la primera parte de este artículo.

Más de 20 proyectos de plantas solares termoeléctricas se encuentran en fase de promoción en España, lo que totalizará más de 1.000 MW de potencia instalada -superando ampliamente las previsiones oficiales- y suponiendo una inversión que, de ser correctos los datos proporcionados por las empresas, estará en torno a los 4.000 millones de euros.  El ratio será de 4 euros/watio, cifra que, por cierto, no parece muy alta. 

Existen dos asociaciones empresariales que pretenden aglutinar los intereses del sector, dependiendo de la orientación específica hacia el consumidor final o a la producción masiva de energía fotovoltaica. La Asociación  Solar de Industria Térmica (ASIT) de baja temperatura dice agrupar al 85% del sector, y está presidida por José Fernández San José, director técnico de Isofotón.  Por su parte, la Asociación PROTERMOSOLAR, está formada por las industrias interesadas en el sector de energia solar de media y alta temperatura, capitaneadas por ACS-Cobra, Abengoa y Endesa. 

Isofotón, es en la actualidad el mayor fabricante de células solares térmicas en España, con una producción anual de 200.000 m2/ año y una facturación de 100 Mill de euros en 2005 (lo que arroja un precio medio del m2, de 500 euros). Tiene la previsión de ampliar las instalaciones hasta los 500.000 m2/año en 2010. Las placas térmicas producidas por Isofotón combinan cobre, vidrio especial y aluminio, lo que presenta una clara ventaja desde el punto de vista del abastecimiento respecto a las placas solares fotovoltaicas. Los colectores tipo son cajas de aluminio, estancas, de 2 m2 de superficie individual, dotados de un serpentín de Cu de 14 m por cuyo interior fluye agua (unos 35 l), que alcanzará  finalmente la temperatura de 60ºC, y que se hará circular por los conductos sanitarios de la vivienda.  Isofotón está tratando de encontrar la forma rentable de sustituir al silicio por germanio que, aunque más caro, es también abundante y no tiene sus limitaciones tecnológicas. 

Otros fabricantes españoles de placas de baja temperatura, o con intereses claros en el mercado español son, entre otros, Gamesa solar, Chromagen (Israel), Disol, Saclima y Viessmann Austria.   

El atractivo del mercado fotovoltaico y el interés de las compañías constructoras y eléctricas por aprovechar de los ventajosos precios y, al mismo tiempo, controlar la producción, está produciendo curiosos movimientos que no cabría encajar exactamente con el interés perseguido oficialmente de apoyar la producción fotovoltaica. La compañía más activa en promover la participación popular en el mercado de energía solar en la actualidad, es Acciona que, bajo el nombre de Acciona  Solar, ha puesto en marcha en febrero de 2006 varias "huertas solares" (nombre que ha patentado). La base del rendimiento de este proyecto se encuentra en que una instalación  de 5 kW de potencia nominal supone una inversión de 49.000 euros, y, dado que el rendimiento económico a los precios garantizados es del 10%, se puede amortizar –teóricamente- en diez años. El concepto de "huerta solar", para el que el RD no establece ni definición ni límites, pone en evidencia la mayor incongruencia de la disposición legislativa, puesto que, para aprovechar las máximas bonficaciones, se están dividiendo los campos solares, de forma más o menos artificial, en superficies cuya producción máxima se mantenga por debajo de los 100 KW  nominales (112 KW pico)

No faltan por ello detractores. La Asociación de Productores de Energías Renovables (APPA) ha expresado alarma por la 'burbuja especulativa' que está sufriendo el sector de la energía solar fotovoltaica, indicando que, aunque no supera los 38 MW realmente conectados a red, tiene peticiones de inversión para más de 6.000 MW.  Otras fuentes hablan de más de 10.000 peticiones de puntos de conexión a la red, para construir más de 100 plantas de energía solar fotovoltaica, que han colapsado los departamentos de algunas autonomías, a las que están transferidas las competencias.

La última instalación inaugurada por Acciona Solar , en febrero de 2006, lo fue en Castejón (Navarra),  con 400 placas que producirán 2,44 MW (4,4 Mill kWh/año). Es la mayor instalación fotovoltaica de España, con una inversión de 19 millones de euros realizada por 280 inversores-propietarios. Acciona tiene, además, seis instalaciones en Navarra con una potencia conjunta de 10,20 MW: en Sesma (1,57 MW), Arguedas I (0,98 MW), Arguedas II (2,05 MW), Rada (1,71 MW) y Cintruénigo (1,46 MW). 

Por su parte, Iberdrola  tiene en proyecto instalar 12 plantas, que, de llevarse a cabo como anuncia, cumpliría por sí solo el Plan de Energías Renovables, ya que pretende  alcanzar los 500 MW de potencia instalada para 2010.  

El Banco de Santander (Santander Investment) con BP Solar , al amparo del tan citado Real Decreto 436/2004, se ha embarcado en un proyecto por el que se pretende reducir las emisiones de CO2 en 37.500 t/año, con una capacidad agregada entre 18 25 MWy que estará concluídoe a finales de 2007, y para el que dice tener ya sobresuscrita la inversión necesaria, con pequeños inversores, clientes del Banco, agrupados en 10 a15 sociedades independientes. Se presenta como el mayor proyecto de inversión en energía solar fotovoltaica realizado en Europa, con una inversión de hasta 160 millones de euros y la creación de 278 instalaciones, distribuídas por las CCAA de mayor insolación, con plantas de capacidad individual entre 90 y 100 kW. 

En este complejo –y un tanto confuso- marco, una empresa pionera en esta aventura tecnológica y empresarial es Abengoa que, con el apoyo técnico del CIEMAT (Unidad de Sistemas de Concentración Solar), ha construido en Sanlúcar (Sevilla), la primera planta europea comercial de energía solar de alta temperatura con una potencia instalada de 11 MW, a la que ha dedicado unos 30 millones de euros de inversión. Se prevé inaugurarla en septiembre. La planta (proyecto PS10) consta de una torre cilíndrica de 114 m de altura en el centro de 624 espejos (helióstatos) de 121 m2 cada uno, que hacen converger los rayos del sol hacia la torre, en donde la radiación concentrada se utiliza para generar el vapor de agua que alimenta una turbina convencional. La PS 10 generará 24,2 GWh de energía y se dice, de acuerdo con los cálculos ya clásicos, que evitará la emisión de 9.300 t/año de CO2-equivalente.  Iberdrola participa en el proyecto, que utilizará las experiencias conjuntas con el CIEMAT de perfeccionar un tubo absorbedor de calor propio.  

También en Andalucía, en los Llanos de Calahorra (Aldeire), cerca de Guadix,  Gamesa y Cobra (filial de ACS) y la compañía alemana Solar Millennium  -con tecnología de la israilí Solel y la alemana Schott- utilizarán más de 100 Ha para construir dos plantas termosolares (Andasol I y Andasol II) de 50 MW cada una, con una producción anual de 181,1 millones de kilovatios hora,   capaces cada una de suministrar electricidad a partir de 2008 basadas en concentradores cilindro-parabólicos. Las inversiones totales serán de 260 millones de euros entre los espejos cilindro-parabólicos, la central térmica y los más de 180 kilómetros del tubo por el que fluye a 400° de temperatura un aceite de transmisión  que luego calienta vapor de agua, que pone en funcionamiento las turbinas que finalmente producen la corriente electrica .

Las instalaciones de Andasol son similares a las de la planta Nevada Solar One, recientemente adquirida por Acciona en Boulder City, cerca de Las Vegas, Nevada, que con su capacidad  de  64 MW de potencia es la mayor del mundo. Tiene previsto iniciar la venta comercial de electricidad en 2007. Aunque la extensión total es de 195 Ha. los 625 colectores ocuparán 51 Ha (campo solar).

A sotavento: Energía fotovoltaica: las cifras de un negocio ambiental (1)

(Este Comentario tiene una segunda parte):

El Real Decreto 436/2004, que regula los regímenes especiales de producción energética, establece para la producción de energía de base fotovoltaica en instalaciones menores a 100 Kw de potencia nominal (equivalente a 112 KW de potencia pico) un precio equivalente al 575% de la tarifa media de referencia (TRM) durante los primeros 25 años, que bajará al 460% a partir de entonces. En 2006,  ese precio es el de 0,440381 euros/kilowatio hora, lo que equivale a una prima de 0,21 euros al kwh.  El RD permite que las plantas sean híbridas, pudiendo complementarse la generación solar con el 15% de gas (en concreto), para aumentar su rentabilidad.  

Por otra parte, a partir de octubre entra en vigor el Código Técnico de la Edificación (CTE), y será obligatorio instalar colectores solares térmicos en aquellos centros y edificios públicos y privados con más de 3.000 metros cuadrados construidos o rehabilitados. Esta medida es obligatoria para cualquier tipo de edificación (residencial, comercial o industrial), y por ella se pretende que entre el 30 y el 70% del agua caliente (según la radiación solar recibida) provenga de energía solar.

A nivel europeo, el sector  de la energía solar térmica viene creciendo a un ritmo del 12% en los 4 últimos años. No es mucho, en relación con los objetivos. La capacidad  instalada en la UE 25 apenas llegaba 10 GW en 2004, equivalente a 15,5 millones de m2 en colectores,  cuando el objetivo  que el Libro Blanco de 1997 fijaba para 2010 era de 100 millones de m2 (para alcanzar los 60 GW). Además, la respuesta tiene un reparto geográfico desigual: Austria, Alemania, Grecia y Chipre concentran  el 80% de la capacidad solar térmica instalada.  

Las expectativas globales del sector que se mueve en torno al aprovechamiento de la energía solar en España son muy optimistas, tanto para la producción de energía térmica como para la producción fotovoltaica. Para el primer caso, nuestro país tiene en la acutalidad solo 850.000 a 1 millón de m2 de paneles solares colocados, en tanto que el Plan de Energías Renovables, ha establecido como meta que antes de 2010, España debe alcanzar la instalación de cinco millones de m2 de paneles (llegando a una producción de 3 GW, el 5% de la UE-25).  

Por otra parte, la alta bonificación a la producción de energía con base fotovoltaica, ha abierto, un mercado atractivo, debido, sobre todo, a la falta de limitación del RD en cuanto a un tope máximo a las instalaciones que pueden ser bonificadas. Se trata de un grave error del legislador, que ha abierto el camino a movimientos especulativos en torno a las áreas de mayor irradiancia, y a la presentación de un sinnúmero de intenciones de realizar instalaciones. Las grandes compañías eléctricas y constructoras están en el centro de esa agitación, acaparando los mejores emplazamientos para las plantas de base fotovoltaica. Se necesitan aproximadamente 110 Ha para producir 50 MW, lo que equivaldría a una extensión de 6 a 7.000 Ha dedicadas a la producción fotovoltaica para producir 3 GW.

Completando esta panorámica de cifras (que espero sirvan para clarificar y no para confundir al lector), recojo también aquí que el Instituto para la Diversificación y Ahorro de Energía  ha calculado que por cada vivienda (una superficie tipo de 100m2 habitada por familias de cuatro miembros) se necesitan de uno a dos metros cuadrados de paneles y sería preciso invertir entre 600 y 2.000 euros, cuya amortización se realizaría en diez años. Haciendo más precisa la referencia, se acepta que el coste económico individual medio, para viviendas comunitarias, es actualmente de 1.200 euros y que con el uso de colectores solares -habrá que precisar que en condiciones óptimas de instalación, prámetros de consumo, irradiancia y temperatura - se ahorraría un 40% de la factura energética.

Problema poco considerado es que existen pocos arquitectos e ingenieros especializados en la concepción bioclimática de las edificaciones. Y eso que en el pasado, las viviendas eran construídas y utilizadas con criterios de ahorro energético: gruesas paredes, ventanas grandes o pequeñas según la orientación (y que se abrían o cerraban y cubrían con persianas y cortinones según las horas del día) , distribución central de las cocinas, etc.

Un problema diferente, pero completamente ligado al esplendor de la energía con base solar, es el de la producción de las placas y módulos de captación y proceso para las instalaciones implicadas. Los productores de elementos para producción de energía solar fotovoltaica tienen comprometida toda su producción hasta el año 2008, en tanto que los productores de solar térmica, cuyas placas no llevan silicio, no tiene problemas de abastecimiento. Bien entendido, con relación al mercado mundial de proveedores ya que la producción española, a pesar de las buenas condiciones de nuestro país para este tipo de energía y la movilización alimentada por el RD y sus antecesores, está en sus comienzos. El silicio, aunque  muy abundante en la tierra, debe someterse a un proceso de depuración y cristalización, costoso y complejo, con una tecnología que está controlada por solo siete empresas, ninguna española.  

Para tratar de corregir nuestro déficit tecnológico, y porque, aunque la producción fotovoltaica es una tecnología relativamente madura, es necesaria mucha investigación aplicada, la Administración española ha decidido crear en Puertollano el  Instituto de Energía Solar, que empezará a funcionar en 2008 y en que se ensayarán concentradores solares de diferentes tecnologías, con una producción estimada de 2,7 MW. Se prevé la convocatoria de un concurso-invitación de los fabricantes de placas. Daido Steel-Sharp (Japón), Amonix (EE.UU), Concentrix (consorcio europeo), Solar -Systems (Australia), etc. Por parte española, estarán invitados Isofotón y Guascor (patente Amonix), con sus respectivos tecnólogos. La parcela tiene 5,5 Ha y se invertirán 20 Mill de euros.

En esta rápida visión de la situación, no quiero dejar de indicar que el rendimiento actual de las células solares fotovoltaicas no supera el 14%, inferior al de las de concentración, que llegan con facilidad al 20% y no tienen aún techo de rendimiento alcanzado. Los tipos básicos de concentración están basados en el silicio (Guascor), y los de 'multiunión' son desarrollados en España por Isofotón (en colaboración con el Instituto de Energía Solar, IES) .

Al socaire: Endesa, E.on, Gas Natural y la politica energetica nacional

La OPA de E.ON respecto a ENDESA se ha cruzado en el camino de la política energética en España. Un debate, el de las fuentes energéticas necesarias para atender a la creciente demanda interior, que, como nos ha sucedido otras veces, apenas si estaba iniciado, pero ya parecía a punto de concluirse como el rosario de la aurora. Los intereses en juego son tan grandes, el tema tan complejo, que la falta de una directriz consistente acaba siempre provocando que los argumentos individuales de los diversos agentes se hagan inconciliables, y se aplace la decisión de un Plan Energético para una próxima ocasión.

Así ha pasado. Las tímidas insinuaciones respecto a la posible reactivación de la fuente nuclear estaban siendo cuidadosamente dosificadas por un sector del Gobierno, al abrigo de una fuerte campaña de las empresas eléctricas y del Foro Nuclear. Se empezaba a hablar de la elección del lugar para depositar los residuos de mayor radioactividad, de las posibles ayudas económicas a las centrales de fisión o del refuerzo a los programas de investigación e incremento de subvenciones a las energías limpias. Y, de pronto, las diferencias entre los Ministerios respecto a la cuestión energética han quedado al descubierto.

La operación que aparece como elefante en la cacharrería es una ingerencia decisiva en la política energética, no solamente española, sino de una parte sustancial de la Comunidad europea. Si prospera la compra de Endesa por E.ON, se daría nacimiento a un gigante energético con gran capacidad para controlar los precios finales del gas y la electricidad dentro de la Comunidad. 

En lo económico, la culminación de la OPA, supone el desembolso de cantidades astronómicas.  El grupo alemán, que acumuló grandes beneficios gracias al monopolio del que ha estado disfrutando en Alemania, -no sin fuertes protestas de los usuarios-, podrá atender a su oferta sin mayores problemas. Y sus accionistas pueden estar satisfechos. Además de comprar una joya de la corona a bajo precio, la incorporación de Endesa les abre la jugosa promesa del mercado hispanoamericano, que jugará el papel tanto de consumidor, como destinatario de los mecanismos de desarrollo limpio, que supondrán un alivio para el cumplimiento de los objetivos de Kyoto.

La cuestión, desde la parte española, tiene el cariz de haberse analizado de forma urgente, y en parte, improvisando la respuesta. Las 19 condiciones impuestas por la CNE a E.ON, implican, entre otras, la renuncia a 7.400 MW de capacidad de generación, concretadas en la pérdida de la central nuclar de Ascó I, el suministro a las islas y a Ceuta y Meliña, y en las centrales térmicas que queman fundamentalmente carbón nacional. El nuevo consorcio debe cumplir con el plan de inversiones y asumir la obligación de venta de Endesa si otra compañía se hiciera con el control de E.ON. No se ve la coherencia de tales condiciones, cuando la cuestión energética española está sin resolver. ¿Por qué sacar justamente de la operación aquellas cuestiones que son más espinosas?

Las cantidades ofrecidas por E.ON benefician, únciamente a los accionistas de Endesa, ya que han mejorado en casi 5 mil millones de euros el valor bursátil de Endesa, respecto a la oferta de Gas Natural. Pero no es asunto de unos pocos, porque usuarios de la energía somos todos. Lo que obliga a extremar las cautelas en lo que se diga al exterior. Por ejemplo, la posición de preferencia hacia la oferta de Gas Natural, por ser nacional, planteada incialmente con ingenuidad por portavoces del Gobierno, era expresión de un genuino concepto de autarquía energética, y, por tanto, anatema oficial. Por ello, levantó de inmediato las protestas de la Comisaria europea de la competencia, Neelie Kroes, que ha vuelto a adelantar su postura, en idéntico sentido, respecto a las restricciones de la CNE, por obstruir la libre circulación de capitales y la libertad de establecimiento en la CE.

No se extrañe nadie. En una Europa que ha sido incapaz de aprobar una Constitución, las ideas contrarias al mercado único cuentan inmediatamente con rechazo oficial de las altas instancias europeas y son utilizadas por los gobiernos nacionales como bandera, siempre y cuando convenga a sus intereses. Así hizo Angela Merkel, obligando a matizar la posición de Rodríguez Zapatero, que se había limitado a leer el guión que le pasó José Montilla.

Que el modelo de Europa es, sobre todo, una reunión de mercaderes, lo hemos sabido sin dudas, quienes hemos tenido ocasión de ocuparnos de temas europeos desde la tierna infancia comunitaria que padeció España. Un Gobierno nacional ha de moverse en la Unión Europea de forma cauta, cínica, negociada, confesándose europeísta pero apoyándose en las fortalezas interiores. Si a un Ministerio se le ve el plumero de defender solo los intereses nacionales, los europeístas franceses o alemanes, bien experimentados, se le echarán inmediatamente encima. Porque para ellos, que las impusieron, esas reglas que los demás han de cumplir a rajatabla, admiten muchos matices.

De momento, lo que se ha producido es una intromisión en el debate energético español, obligando al avance respecto a las posturas antinucleares por una parte del Gabinete, dejando al descubierto la falta de homogeneidad del Gobierno y la bisoñez de los agentes energéticos, con una estructura de abastecimiento y distribución que está poniendo de manifiesto sus debilidades. Los precios de la energía y de la electricidad van a experimentar una fuerte escalada, y  la repercusión sobre el precio final dependerá del mix de producción que se adopte. E.ON quiere, apoyado por el Gobierno alemán, tener capacidad de decisión sobre lo  hispano.

A mí me parece que E.ON, dirigida por el gobierno alemán, ha creído que será más fácil romper la resistencia antinuclear en España que en Alemania y que, teniendo la capacidad de producir en ambos países europeos, podrá jugar con más bazas ante las opciones que se le puedan presentar en el futuro. No me imagino a sus directivos preocupados por haber dejado al aire las partes pudendas de anteriores manifestaciones del Tribunal de Defensa de la Competencia, de la CNMV o de la propia CNE, y sí felices de haberse adelantado.

Todavía sigue vigente (hasta finales de 2007) la acción de oro que puede ejercer el Gobierno sobre Endesa, y que le permitiría vetar adquisiciones superiores al 10%. La posibilidad está recurrida por la Unión Europea, pero, como todo vale para ganar tiempo, yo no descartaría en absoluto que fuera otro ingrediente a poner sobre la mesa.

Si hay tiempo para pensar, habría que volver a analizar qué sucedió cuando se intentaron comprar activos de la EDF en Italia, qué posición le corresponde a Hidrocantábrico y cómo profundizar en un mercado ibérico de la energía, dilucidar, con cifras claras y procesos técnicos fiables, cómo producir energía más barata para el consumidor, sin necesidad de convertir nuestro territorio en un océano de ventiladores o parques solares de juguete.

Incluso cabría concretar lo que se pretende con la proliferación de tantas centrales de ciclo combinado, que son prácticamente fotocopias unas de otras, y revisar todo el esquema. Con datos. Hay que difundir de una vez, por ejemplo, con qué cantidades y en qué horizontes temporales, será posible abastecer de energías limpias el crecimiento del consumo, y, por supuesto, con qué costes ambientales. Habrá que analizar, en fin, con qué disposición colectiva estamos trabajando para no seguir dilapidando la energía. Antes de que E.ON nos imponga sus propias condiciones.

.

Al pairo: El agua como negocio o como derecho

 A medida que avance el siglo XXI, si los vaticinios de los expertos en geoestrategia global son correctos, los impulsos bélicos del ser humano se centrarán sobre el agua, y sobre su hermana adoptiva, la energía. Las cifras que avalan este panorama apenas si necesitarían ser evocadas.  Más de 1.100 Millones de personas (el 22% de los habitantes de la Tierra) carece actualmente de agua potable, y más de 1.700 Millones (34%) no tiene servicios de saneamiento, esto es, de recolección de aguas residuales. Ni siquiera se habla de la estimación del porcentaje de población mundial que no trata esas aguas, y las entrega sin depurar a los cauces naturalees.

Tanto Naciones Unidas como el Banco Mundial han identificado casi 300 zonas potencialmente conflictivas por escasez del recurso agua, en donde habitan 3.000 millones de habitantes. Frente a este panorama de escasez, los países desarrollados presentan consumos por habitante y día entre 150 l y 400 l. La realización de fuertes inversiones en infraestructura, la reducción de fugas en las redes de distribución, la reutilización, la incorporación de nuevas tecnologías como la desalación, entre otras cuestiones, permite analizar de diferente manera la situación en esos países.

Aunque el desequilibrio en la distribución de las poblaciones, que ha sufrido una tendencia incontrolada a concentrarse en algunas ciudades, está provocando problemas puntuales, para los países ricos la cuestión está más relacionada –al menos por ahora- con la realización de nuevas infraestructuras, el control de despilfarro y la fijación de un precio al ciclo del agua, sabiendo que prácticamente el 100% de la población lo pagará sin mayores protestas. Para los representantes de países más pobres, el agua es un derecho, y por tanto su precio tiene que estar completamente regulado, y preferiblemente, ser nulo. Muchas opiniones discrepan de que su precio sea igual para todos, exigiendo que el que más tenga, pague más por el mismo recurso. Sin embargo, el esquema teórico no está exento de importantes dilemas.

Por ejemplo, el Banco Mundial ha introducido elementos nuevos, que matizan su apoyo tradicional a la gestión privada como sistemáticamente más eficiente. Se argumenta ahora que la gestión pública de los servicios esenciales, con apoyos puntuales de empresas especialiadas, no tiene porqué ser a priori menos eficiente, y  tiene ventajas en cuanto a la consecución de credibilidad frente a la población afectada, la trasparencia y el control públicos. Este mismo organismo también ha corregido  su posición en relación con la concesión de subsidios sistemáticos a los estratos de población más pobres, ya que estas medidas favorecen el despilfarro de los más favorecidos, en tanto que las clases verdaderamente humildes no resultan afectadas, porque su suministro de agua no suele depender de la red pública, pues no están conectadas a ella.  Otras cuestiones relacionadas con la gestión óptima del recurso agua, son la dificultad de instalar contadores para medir los consumos en redes obsoletas e intrincadas, la motivación de la población para que realice el pago previsto por la gestión del agua y la falta de una reglamentación o un esquema jurídico sólido que sitúe las responsabilidades administrativas adecuadamente.  

La Unesco, en su segundo Informe Mundial sobre el Desarrollo de los Recursos Hídricos en el Mundo ha denunciado que «la crisis mundial de los recursos hídricos es en gran medida una crisis de los sistemas de administración y de Gobierno>, enumerando entre los problemas a resolver la corrupción y la lentitud de las reformas, que restringen el acceso al disfrute de los derechos básicos. El coste del agua ha estado siempre muy alejado de su precio, arbitrariamente fijado tradicionalmente por las autoridades locales o las administraciones públicas con competencias sobre el agua.  

En algunos sitios el precio se estimaba que era nulo, , propiciando así los mayores despilfarros. En otro, el precio se fijó arbitrariamente, permitiendo subvencionar actividades que nada tenían que ver con el agua. Finalmente, cuando las empresas se especializaron en la gestión, eliminándose así algunos de  los lastres clásicos de la gestión publica (exceso de personal, despilfarro de recursos, faltas de motivación, carácter errático de algunas decisiones motivadas por los cambios políticos) aparecieron otros problemas: oscuridad de la gestión privada, impersonalización y desvinculación local, desconfianza hacia la obtención de beneficios con la gestión de un servicio esencial, pérdida de control político de las decisiones, entre otros.

Pero aunque los precios del agua están sometidos a control administrativo y son fijados por decisión política con notables rigideces en la mayoría de los países, las empresas especializadas se han acercado al negocio del agua con indudable pasión. Esa pasión cotiza en las Bolsas de negocios.  Las razones son varias. Por una parte, las inversiones en infraestructura pueden ser cuantiosas, y las empresas han descubierto la fórmula para combinar sus capacidades como constructoras y gestores con la facilidad para obtener financiación. Las estimaciones respecto a las necesidades de inversión para la mejora de las infraestructuras de aducción y la depuración de las aguas residuales, pueden llevar las inversiones a escala mundial a cifras muy superiores a los 3 billones de euros en diez años. En los llamados Brics (Brasil, Rusia, India y China) en donde se concentrará el 60% del PIB mundial en 2050, existen en marcha proyectos hídricos que cabe calificar de gigantescos, relacionados con el abastecimiento, la producción de electricidad y la mejora de la agricultura, previéndose una modificación drástica de la distribución de la población por ese motivo. 

Habrá que decir, cuanto menos, que en los próximos años, el agua se gestionará de otra forma. La filosofía de las empresas de servicios, que ha permitido acumular importantes beneficios en la mejora de la gestión de los servicios públicos, tendrá que revisarse,  porque, sin duda, estarán en el centro de las eventuales guerras por el agua. Hoy por hoy, un escenario de pujanza económica en el que las dos mayores empresas de aguas son Veolia (antes Vivendi)  y Suez, que dan servicio a más de 200 millones de personas, y en el que se van reagrupando, por vocación, por avidez o por necesidad, compañías eléctricas, de construcción y de servicios.  

Dificultades de Aplicación del principio de San Floriano a la gestión de los residuos radioactivos

Este artículo ha sido publicado en el la revista Tecnoambiente (junio 2006):

La oposición a la energía nuclear (de fisión) centra sus principales argumentos en los riesgos de funcionamiento de las centrales de producción. La percepción de ese riesgo por la población  mundial, y muy especialmente en Europa, ha crecido desde el accidente de Chernobil (1986), y había ya sufrido una llamada de atención por el incidente de Three Mile Island (1979) –aunque al no provocar víctimas, y ocurrir en otro continente, no alcanzó el mismo efecto mediático. Para la población española, el escape de Vandellós II (1989) ha sido también muy significativo para configurar el temor a una catástrofe asociada al empleo pacífico de esta fuente de energía. En nuestro país, con todo, la influencia más determinante sobre el debate nuclear la protagonizó el grupo terrorista ETA, que irrumpió en la entonces incipiente polémica realizando varios atentados y asesinatos entre 1978 y 1982, cuando se ejecutaban por Iberduero las obras de la central de Lemóniz.

Esta actuación irracional  conformaría el telón de fondo de la moratoria nuclear que se decretó por el gobierno del PSOE en 1984, y a la que puso fin la  Ley del Sector Eléctrico de 1994, ratificada por el Protocolo Eléctrico de 1999.   Una buena parte de los datos utilizados hoy en España son adaptaciones de los publicados en otros lugares, tanto por quienes están a favor como en contra de esta forma de energía. Los argumentos contrarios a lo nuclear, elocuentes y fáciles de transmitir, han creado una base sólida de rechazo, mayoritaria, en amplios sectores sociales. Existe, sin embargo, un grave vacío de comunicación entre políticos, científicos y resto de la sociedad, y  falta un trasvase cualitativo de conocimientos desde los expertos a los ignorantes, circunstancias que han creado un permanente conflicto de opiniones que no parece en absoluto fácil de superar en los próximos años.  Los defensores de la opción nuclear son calificados de anti-ecologistas, y la izquierda política se considera que han de ser, por naturaleza, anti-nuclear. Estas asociaciones  que, para algunos distan mucho de ser consistentes, dan idea, por sí mismas, de la confusión existente. 

En este contexto de opiniones encontradas, me he permitido invocar a San Floriano en el título de mi artículo. El  „principio de San Floriano“es un perfeccionamiento del principio reflejado con el acrónimo NIMBY (Not In My Backyard). Sirve para reflejar aquellas situaciones, que no pueden dejarse sin solución, en las que todos defienden su lógica sin que les sea posible admitir ninguna razón a los demás,  con la consecuencia de que el bienestar de una colectividad regida por este principio sería imposible, conduciendo a situaciones de bloqueo, o únicamente podría conseguirse como el producto residual de todas las utilidades o valorizaciones rentables de sus grupos de interés, o a la menor pérdida de bienestar conjunto, cuya búsqueda sería el elemento orientador para encontrar una salida imprescindible a estos conflictos.  

Una técnica de producción madura que no tiene resuelto el tratamiento de sus residuos 

Las centrales nucleares son presentadas, en general, como soluciones técnicamente maduras, concebidas con un alto nivel científico, altamente fiables en sus prestaciones, significando una opción económicamente interesante para producir energía eléctrica,  tanto en los países industrializados como en  aquellos otros que puedan adquirir la tecnología adecuada. Desde el punto de vista de sus emisiones a la atmósfera, resultan favorables en relación con las alternativas basadas en los combustibles fósiles, por lo que resultan una ayuda estimable para reducir la contaminación global por gases de invernadero, añadiendo holgura al cumplimiento de los compromisos adquiridos por la firma del Protocolo (hoy Tratado) de Kyoto.   

Por muy fervientes defensores que sean de su opción, los partidarios de la opción nuclear no pretenden elevar a esta fuente de energía a la categoría de monopolio: una central necesita al menos 10 años de construcción, y para compensar todo el petróleo y el carbón que se consumen hoy en el mundo, habría que construir antes del año 2030 más de 4.700 reactores de 1 Gwe, opción inviable tanto por la imposibilidad de obtener el uranio necesario, como por el tratamiento inabordable de los desechos radiactivos que se generarían. En España,  las estimaciones apuntan a que el consumo total de energía eléctrica crecerá en el horizonte del 2010 un 24%, por lo que se necesitaría producir 25.000 MWe adicionales.  Ni los más pro-nucleares apoyan construir en tan corto plazo unas 25 centrales nucleares adicionales, ni los anti-nucleares más realistas entienden factible alcanzar esta producción en tan corto plazo solo con energías alternativas, y la mayor parte de los especialistas dan escasa viabilidad a reducir tan drásticamente el consumo.

Por supuesto, si se produjera el desmantelamiento total de la producción nuclear en España, el marco energético nuevo supondría una revisión sustancial de la situación actual. Este artículo no pretende participar en la polémica sobre la seguridad de las centrales nucleares como centros de producción. Evaluar el riesgo de estas centrales es un cálculo extremadamente complejo. Se han de considerar no solamente las probabilidades de que ocurra un accidente o incidente concretos, en cualquiera de las fases de producción, sino que, como segundo factor de la valoración, hay que analizar las consecuencias de cada incidente sobre la salud de los posibles afectados, la economía de los agentes,  las pérdidas de producción e incluso estimar los costes sociales directos e indirectos.

La primera parte de la ecuación es la que resulta más controlable, aunque nada sencilla, porque conduce a analizar la fiabilidad ante el fallo de un sistema de sistemas complejos, a partir de los datos de comportamiento de los elementos individuales, mejorando su respuesta con programas de mantenimiento preventivo, controles de seguridad, simulaciones de fallos, y múltiples redundancias. La Nuclear Regulatory Commission (NRC) se  impone como objetivo limitar la probabilidad de que suceda un accidente en una central nuclear por debajo del 1% del riesgo en  cualquier otra central de producción eléctrica.  La segunda parte de la ecuación está sometida a múltiples influencias imaginativas, en las que los factores catastrofistas pueden amoldarse al gusto de cada cual, reduciendo las soluciones que podrían adoptarse desde el principio de San Floriano.

Los detractores del programa nuclear indican que si se produce el accidente de explosión del núcleo en una central nuclear quedarán dañadas más personas que por la bomba atómica lanzada sobre Nagasaki, y que el accidente de Chernobil supuso costes superiores a tres veces los beneficios de cualquier otra central nuclear que hubiera estado en funcionamiento durante 35 años.  Los defensores dirán que esta circunstancia no se va a producir nunca, porque los escasos accidentes habidos fueron causados por negligencia o inobservancia de las estrictas medidas de seguridad previstas. La continuación de los argumentos de una y otra parte puede encontrarse recurrentemente en los medios de comunicación.  La producción de energía con base nuclear y el tratamiento de los residuos son dos partes ínter influenciadas de un aparente mismo problema; no es así. La decisión política acerca del mix de producción energética más conveniente para España habrá de ser tomada, por lo que parece, en el contexto de una fuerte oposición a la energía nuclear, perfilándose como opción más probable,  la de prolongar la vida útil de las centrales existentes, ganando horizonte temporal,  impulsando las energías alternativas, y estableciendo medidas incentivadoras al consumo. Pero los residuos nucleares existen y se incrementarán, cualquiera que sea la decisión que se adopte. Esta situación centra el énfasis sobre la forma de tratar los residuos radioactivos, y, en especial, los de mayor actividad. 

Panorámica de la gestión de los residuos radioactivos en España.  

La gestión de los residuos radiactivos se financia en España a través del denominado Fondo para la financiación de las actividades del PGRR (V Plan General de Residuos Radioactivos) en la redacción de Julio de 1999.  Su ordenación se ampara en el RD 1349/2003, que regula las actividades de la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, S. A. (ENRESA) y su financiación. La Convención Conjunta sobre la Seguridad de la gestión del combustible gastado y sobre la Seguridad en la gestión del combustible nuclear analiza, con periodicidad y pretensión de exhaustividad, algunas de las materias objeto de este trabajo, que ha de considerarse como sincrético de los múltiples y complejos aspectos del tema.

El valor del Fondo al 31 de marzo de 2005 era de 1, 7 Mil Mill. €, estimándose que, en euros de base el año 2006, el coste del Plan para el período 1985- 2070, sería de  13.208 Mill € (2006), siendo el coste medio del programa a partir de 2006 de unos 150 Mill € (base: 2006).  El  Fondo se concibe teóricamente para que, al finalizar los desmantelamientos nucleares ya realizados o previstos, los costes de tratamiento y transporte de los residuos equilibren a los ingresos resultantes.  Sus ingresos proceden de la facturación a las empresas propietarias de centrales nucleares de los costes de tratamiento de los residuos radiactivos (incluído el combustible usado), posteriores al 30 de marzo  del 2005;  la recaudación por la tarifa eléctrica compensadora de la gestión de estos residuos con anterioridad al 1 de abril de 2005; los ingresos de gestión del centro de Juzbado; y la facturación a otros titulares de las instalaciones radiactivas generadoras de residuos. La evolución del Fondo es seguida por un  Comité de Seguimiento y Control, creado por el R.D. 404/96.  

Responsabilidad colectiva en la Gestión de los residuos radioactivos 

Los riesgos vinculados a la producción de energía nuclear en las centrales, deben desligarse del riesgo relacionado con la manipulación de las materias primas antes de la central y, muy en particular, con los residuos nucleares y su tratamiento. Además de tratarse de riesgos de diferente naturaleza, la situación creada por los residuos nucleares no admite ni moratorias ni frontales oposiciones ciudadanas, porque ha de ser resuelto en cualquier caso. Afecta tanto a los países partidarios de la opción nuclear, como a los que han decidido suspender su producción y alcanza incluso a los que no han tenido hasta ahora ningún programa nuclear. Aunque se han realizado indudables avances, la realidad científica es que no existe en la actualidad una alternativa absolutamente  fiable para el control definitivo de los residuos de procedencia nuclear producidos, que, en ciertos casos, mantendrán su toxicidad durante millones de años.  

En consecuencia, el mundo tiene un problema real de naturaleza dispersa y magnitud creciente, que es más intenso en los países generadores pero que, en la medida correspondiente, afecta a todos los países. Los más de 440 reactores nucleares actualmente en funcionamiento en 31 países del mundo (104 de ellos en Estados Unidos, 59 en Francia, y 31 en Rusia), se verán pronto incrementados con otros 25 reactores en construcción, y con una capacidad conjunta próxima a los 400 GW, tienen ya una demanda total de mineral de uranio de unas 75 kt de U contenido. Cada reactor de agua ligera con capacidad de l.000 MWe necesita anualmente 25 t de óxido de uranio (U3O8) enriquecido, que supone la extracción y molienda de unas 50.000 t de mineral. Por reactor, unas 25 t de combustible gastado son extraídas cada año del núcleo, y deben ser consideradas en su totalidad como residuo radioactivo de alta peligrosidad, que tiene que ser almacenado durante varios años en piscinas de refrigeración en el mismo emplazamiento del reactor antes de decidir cualquier otra ubicación. 

Algunos países tienen mayor experiencia que España en el tratamiento de los residuos nucleares, pero se trata de una forma de gestión que se alimenta con la experiencia y una costosa investigación. Los residuos radioactivos han sido manejados en ciertos casos con lo que ahora consideraríamos total incompetencia o temeridad, incluso por países hoy pioneros en la seguridad nuclear. En Francia existen más de 50 millones de t de residuos mineros acumulados durante 40 años de extracción  a cielo abierto o con diques de contención convencionales que, aunque débilmente radioactivos, contienen radioelementos de vida muy larga, como el Th 230, cuyo período es superior a 75.000 años, y durante bastante tiempo (a escala de vida humana) no se prestó adecuado control a algunos productos de la descomposición del uranio, como el radon, gas tóxico de fácil dispersión. En Gabón, suministrador hasta hace pocos años de mineral de uranio, los residuos fueron vertidos directamente al lecho del río Ngamaboungou hasta 1975, con el apoyo del organismo gestor de residuos nucleares francés (Comuf, filial de la Cogema) 

Tratamiento seguro de los residuos radioactivos 

Incluso aunque España decida la suspensión definitiva de la producción nuclear, tenemos, por tanto, que depurar el pasivo de nuestro pasado nuclear, encontrando la forma de tratar y neutralizar sus residuos, resolviendo los flujos de evacuación segura de todos ellos, hasta su depósito controlado, y asociándoles  una trazabilidad exhaustiva durante miles de generaciones. La elección de uno o varios emplazamientos para estos residuos debe tomar en consideración, además, que a esos centros se enviarán no solamente los residuos necesitados actualmente tratamiento y evacuación, sino que el lugar será alimentado durante varias décadas por los productos de los desmantelamientos futuros, y deberá permanecer vigilado y bajo estricto control de seguridad en un inacotable futuro. 

La hipótesis del almacenamiento en un país extranjero más tolerante, está prácticamente excluida, pues se añaden dificultades desde las dos perspectivas, tanto de generadores como receptores: rechazo social a ser basurero nuclear de otros, y desconfianza tecnológica hacia países en desarrollo quizá más permisivos pero menos cualificados para mantener el exigente control, entre otras cuestiones.  La inicial disponibilidad de Rusia para aceptar residuos nucleares de otros países fue revisada a raíz de las protestas ciudadanas.  No parece probable que la Unión Europea se ponga de acuerdo para mantener un único centro de almacenaje permanente para sus residuos radioactivos, como proponen algunas iniciativas privadas, por lo que las soluciones deberán adoptarse en cada país de forma independiente. La asociación Arius, con sede en Suiza, coordina el proyecto europeo de un almacenamiento multinacional de desechos altamente radioactivos, sin despertar entusiasmos. En nuestro entorno próximo,  Francia mantiene la redacción del artículo 3 de la ley de diciembre de 1991 que estipula que « el almacenamiento de los residuos radioactivos importados, aunque su tratamiento haya sido realizado en territorio nacional, está prohibido por más tiempo que el necesario para ese tratamiento ».  

Es decir, habrá que asumir el principio Yimby (yes, in my back yard) para las aprox. 2.200 toneladas de residuos radiactivos. De ellas, unas 160-200 t de combustible gastado se guardan provisionalmente en las propias instalaciones, y las otras 2.000 t, consideradas de materiales de baja y media actividad (con vida media radioactiva menor a 300 años)  se depositan en El Cabril, en la Sierra Albarrana de Córdoba. Teniendo en cuenta que la decisión de gestión de los residuos radioactivos afectará a generaciones futuras muy alejadas en el tiempo, la actuación más diligente debería aplicar el principio de prudencia, y admitiendo de que no se dispone de una solución definitiva, para mantener la libertad de elección de nuestros descendientes habría que guardar estos residuos de forma que permitiera su relativamente fácil tratamiento posterior, manteniéndolos bajo control, pero dando por supuesto que la tecnología avanzará algún día.  Tampoco se trata de una decisión que pueda ser tomada por grupos minoritarios, cualesquiera que sea su poder actual, puesto que no están en juego intereses particulares, sino generales, y las consecuencias no se verán a corto o medio plazo, sino a un largo plazo muy superior a lo que permitirían analizar las más agudas previsiones académicas.  Habrá pues que obtener un consenso lo más amplio posible, tanto para la forma de tratamiento como para la ubicación del emplazamiento de acumulación de estos residuos, y dotar a ambas de la máxima reversibilidad posibles. 

Acotación de los tipos más problemáticos de residuos radioactivos y de su tratamiento 

Los residuos radioactivos se producen en todas las etapas del ciclo de la producción de energía con base nuclear,  y considerando el reactor como elemento central del ciclo, se podría separar los que se producen „corriente arriba“ de los generados „corriente abajo“ del mismo. Esta segunda parte del ciclo es la que produce los residuos radioactivos de mayor concentración potencialmente peligrosa. La peligrosidad de los residuos nucleares desciende con el tiempo, y el avance de la tecnología ha servido para mejorar su tratamiento y disminuir, por tanto, de forma añadida, esa escala de peligrosidad, que aparece como un elemento doblemente dinámico.

Por ello, la legislación francesa, a diferencia de la norteamericana, propone la distinción entre los residuos radioactivos considerados definitivos y los residuos radioactivos transitorios. Los primeros, serían sustancias radioactivas para “los que ni se conoce ni cabe esperar que se conozca en el futuro  ninguna utilización ni tratamiento posterior”; en  tanto que los segundos serían “residuos radioactivos que no pueden ser tratados en la actualidad con las condiciones técnicas y económicas del momento, ni para extraer el combustible radioactivo que aún contienen, ni para reducir su peligrosidad o poder contaminante“  La clasificación generalmente utilizada descansa en el concepto de peligrosidad actual, por lo que se distingue entre residuos de bajo, medio o muy alto nivel radioactivo, y el tratamiento puede dar lugar al cambio de categoría.

Cada residuo debe recibir una gestión diferente en función de la intensidad de su nivel global de radiactividad y de la duración de la vida de los elementos radioactivos que contiene, las dos variables centrales que definen su potencialidad de causar daños.   En España, la Ley 54/1997, del Sector Eléctrico, define de manera muy genérica, residuo radiactivo como “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, Turismo y Comercio, previo informe del Consejo de Seguridad Nuclear”.

No existe una clasificación oficial de los diferentes tipos de residuos, y en algunos documentos, los residuos radioactivos se ordenan en solo dos grandes grupos: de baja y media actividad (aquellos que tienen baja actividad específica por elemento radiactivo, no generan calor, contienen radionucleidos emisores beta-gamma con un período de semidesintegración de menos de 30 años) y de alta actividad (aquellos que contienen radionucleidos emisores alfa, de vida larga, que reducen su actividad a la mitad en más de 30 años).

La Ley  6/2001, que modificó el Real Decreto legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de Evaluación de impacto ambiental y el RD Ley 9/2000, completan una, hasta el momento insuficiente, legislación sobre la definición de los residuos radioactivos y dan algunas indicaciones sobre su gestión.   De todos los residuos radioactivos, la preocupación mayor se dirige al tratamiento y almacenaje de los residuos de alto nivel o vida larga, que en su mayor parte está formado por el combustible gastado, o el residuo principal de su reprocesamiento (que es la técnica adoptada en Europa, y que España ha confiado a Francia). Esta fracción supone solo el 3% del volumen de todos los residuos radioactivos, pero concentra el 95% de la radioactividad total y mantendrá su peligrosidad durante miles de años. Generan una considerable cantidad de calor y requieren enfriamiento, así como una protección especial, durante cualquier manipulación y transporte, además de garantizar sus condiciones de aislamiento para que no afecten al entorno.

El reprocesamiento del combustible gastado, fórmula de concentración de su peligrosidad que supone una tecnología específica y que solo se utiliza en Europa, implica que los residuos resultantes sean vitrificados con borosilicatos (Pyrex) y sellados en toneles de acero inoxidable. Con esta operación, el volumen de la fracción más peligrosa se ha reducido casi a la décima parte. Se obtienen unos 3 m3 de residuo vitrificado por cada 25-30 t de combustible usado al año por reactor base.  Aunque la polémica está abierta, existe una perceptible tendencia de la opinión científica internacional –liderada por norteamericanos, franceses, canadienses y rusos- a proponer que estos residuos sean dispuestos en fosas profundas, confiando en que la barrera geológica retenga los elementos tóxicos durante millones de años sin intervención humana. La otra opción, depósito controlado en superficie, goza de menos aceptación.

En EEUU, el Presidente y el Congreso aprobaron en 2002 la construcción de un depósito profundo en Yucca Mountain, Nevraska, que se beneficiaría de las investigaciones realizadas en  la Waste Isolation Pilot Plant (WIPP), ubicada en una formación salina en Nuevo México, que está funcionando desde 1999. La selección de Yucca Mountain se basó en tres criterios  centrales, cuya mención puede ser útil para navegantes: alejamiento de zonas pobladas, aridez y estabilidad geológica. El documento de justificación del emplazamiento indica que se trata de uno de los pocos lugares geológicos en el mundo en donde los contenedores con material radioactivo podrán guardarse a  casi 400 m de profundidad, en roca seca, a una distancia equivalente por encima de la capa de agua profunda, en una zona en donde la pluviosidad anual es inferior a 150 mm al año (la media en España en 2005 fue de 636 mm/año). 

En Francia, la Comisión nacional de evaluación creada tempranamente por la Ley del 30 de diciembre de 1991 estableció que el almacenamiento definitivo reversible en una capa geológica profunda era la vía de referencia, y la sugerencia fue respaldada posteriormente por la OCDE. Hoy día la postura, sin ser revisionista, reconoce que harían falta estudios que actualicen los resultados de mantenimiento de la radioactividad y someter la localización potencial de un eventual centro de almacenaje no solamente a examen de las autoridades de seguridad nuclear, sino también al contraste del apoyo popular suficiente. Solo con estas premisas, la solución pasará del estado de solución de referencia a la de solución efectiva de gestión, y aún deberá ser autorizada por decreto del Consejo de Estado. Se concede mucha importancia a estudiar la estabilidad de la capa (más de 150 millones de años de antigüedad), la reversibilidad del almacenamiento y el mantener una vigilancia estricta del lugar durante todo el periodo de explotación.

La primera redacción del Plan de residuos radioactivos de alta duración se prevé para  el 31 de diciembre de 2006. La decisión de enterramiento profundo lleva implícita la desconfianza en que las generaciones futuras encuentren solución definitiva al problema del tratamiento de estos residuos, y, en caso de hallarla, les haría muy costoso o imposible volver a extraer estos residuos. También se les dificultaría la posibilidad de reducir su peligrosidad, si se mejoraran los conocimientos científicos –lo que parece muy probable, y se desea- u ocurriera algún accidente –lo que, evidentemente, no se desea, pero no parece absolutamente descartable. Todos los lugares seleccionados por los expertos como aptos  para el enterramiento profundo han sido, además, criticados por ciertos colectivos como insuficientes para garantizar su estabilidad durante millones de años. Ni siquiera el retratamiento nuclear (con capacidad total de 4800 t/año, el 50% concentrada en Francia), por el que se separan hoy los elementos potencialmente reutilizables, está exenta de la misma objeción de que este tratamiento intermedio cierra impide opciones a las generaciones futuras. 

La gestión de residuos nucleares peligrosos en España en la actualidad 

La situación en España pone de manifiesto la necesidad de dotar de excepcional prudencia a las actuaciones y la dificultad para consensuar medidas. La Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, S.A. ENRESA, creada mediante Real Decreto 1522/84, es la responsable de la gestión de todos los residuos radiactivos producidos en el país. Cumpliendo  con el Real Decreto 1349/2003, ENRESA elabora anualmente una Memoria, conteniendo las actuaciones realizadas en cada ejercicio, y un Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR), que, una vez aprobado  por el Gobierno, se somete a conocimiento de las Cortes Generales. España forma parte de la Convención Conjunta sobre Seguridad en la Gestión del Combustible Gastado y sobre Seguridad en la Gestión de Residuos Radiactivos.

Por su parte, y durante 2005, la compañía Enusa ha gestionado y suministrado a las centrales nucleares españolas 114 toneladas de uranio. El 31% procedió de Rusia, el 16% de Níger, el 13% de Australia, el 11% de Sudáfrica y el 14% de Namibia. La gestión de los residuos nucleares españoles tiene varias apelaciones de urgencia. Por una parte, las piscinas que albergan en las centrales nucleares españolas los residuos radiactivos que producen sus reactores están ya al 65% de su capacidad y, algunas, como la central de Trillo (Guadalajara) y la de Cofrentes (Valencia), alcanzan el 83%, según datos del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN). En la central de Trillo (Guadalajara) fue necesario construir un almacén temporal individual (ATI) porque su piscina de refrigeración llegó a su tope de capacidad en el año 2002.  La central de Zorita (Guadalajara), desconectada de la Red Eléctrica el 30 de abril, también dispondrá de su propio ATI.  

Desde perspectivas económicas, técnicas y de seguridad física, la opción de un único almacén para todas las centrales en lugar de mantener uno en cada planta nuclear ofrece ventajas. Se ha calculado que un Almacén Temporal Central (ATC) será tres veces más barato que un ATI individual para cada reactor, al reducir los costes de expropiación de terrenos, la vigilancia y el control.  Tendrá una Oficina Técnica y un Centro Tecnológico de Investigación. El CSN afirma que existe un 'consenso generalizado' acerca de la necesidad de solucionar el problema de los residuos radiactivos de alta actividad  y que la construcción del ATC es la solución más conveniente.

La Mesa de Diálogo sobre la Evolución de la Energía Nuclear ha apuntado también que es preferible un único almacén, a la opción de varios lugares,  dispersos por la geografía española,  por razones de seguridad, económicas y tecnológicas. Según detalla el CSN en una reciente respuesta parlamentaria, los residuos de alta actividad, - los que tienen un periodo de semidesintegración superior a los 300 años y no pueden por ello ser almacenados en El Cabril (Córdoba)-, están fundamentalmente constituidos –además de los residuos gastados que se sigan produciendo en las centrales en funcionamiento- por los procedentes del reprocesado del combustible gastado de Vandellòs I, antes de 1989, (que, vitrificados en 84 contenedores con un volumen de 12-13 metros cúbicos, serán devueltos de Francia en  2010, junto a unos 650 m3 de baja y media actividad).  En el acuerdo firmado con Cogema se fijaron penalizaciones de hasta 50.000 euros por día, a partir de esa fecha. También deberá acoger 600 kilogramos de plutonio y 100 toneladas de uranio, enviados al Reino Unido desde la central de Santa María de Garoña (Burgos), que volverán a España a partir de 2011. La fecha del 2010 aparece así como límite para tener debidamente acondicionado este emplazamiento. 

Elección del emplazamiento del ATC 

Una Comisión Interministerial, aprobada por el Congreso en abril de 2006,  deberá decidir las condiciones técnicas y medioambientales del ATC. El almacén, estará diseñado con una vida operativa de cien años  -ampliable a otros cien- y supondrá, en principio, una inversión de 500 millones de euros.  El diseño genérico del futuro ATC parece ya resuelto. Según Enresa, se trataría de una instalación de superficie y no ocuparía más de 20 hectáreas. Su diseño se basa en el almacenamiento en bóvedas, una tecnología ya aplicada en Francia, Estados Unidos, Hungría, Gran Bretaña y Holanda, país donde ya funciona un almacén centralizado similar al que se propone.

El ATC español se dividirá en tres áreas. El área de almacenamiento  estará formada por dos bóvedas de hormigón, de las que colgarán 240 tubos donde estará encapsulado el material radiactivo, que se irá enfriando por convección del aire. Este diseño genérico fue remitido al Consejo de Seguridad Nuclear, y tendrá carácter modular, pudiendo su capacidad ampliarse por fases sucesivas hasta un límite de 6.700 toneladas almacenadas. La Comisión Interministerial estará también encargada de diseñar un procedimiento público para invitar a los entes locales interesados a participar en la selección del emplazamiento del ATC. Porque, desde luego, no se trata de resolver un problema de obtener el coste de transporte mínimo, que llevaría a una ubicación  teóricamente idónea en algún lugar de Guadalajara.

Para facilitar el proceso de postulación de los Ayuntamientos, se cuenta con ofrecer compensaciones generosas al que sea seleccionado: 12 Mill € anuales, que se ampliarán a 18 Mill € a partir de 2030, final de la vida útil de la mayor parte de las centrales actuales, y durante un periodo mínimo de 80 años. La elección del municipio de emplazamiento no debería circunscribirse únicamente a la postulación voluntaria. Por el contrario, las condiciones geológicas, sociales y económicas, así como la pluviometría o la sismicidad y el aislamiento relativo de poblaciones cercanas, son factores mucho más importantes. De la experiencia acumulada en otros países europeos, y de la propia española, debe tenerse por seguro que la elección del lugar provocará reacciones y protestas sociales, y el proceso de decisión estará sometido a gran tensión.  

El rechazo a ser elegidos como lugar de ubicación deberá vencer las preocupaciones de los pobladores más cercanos –pero no solo de ellos- ante los residuos nucleares, la desconfianza en que las normas de seguridad sean suficientes y se cumplan con controles neutrales y muy rígidos. Deberá solucionarse el recelo a que no se produzca a medio o largo plazo la contaminación radioactiva del agua subterránea o superficial y de la biosfera. La región afectada sufrirá una pérdida de imagen, por el estigma de haberse convertido en un vertedero nuclear, con desvalorización de los precios inmobiliarios y de los terrenos, unida a la modificación de la identidad regional anterior que puedan provocar los equipamientos industriales y las instalaciones accesorias, y, no en última medida, el efecto del crecimiento del volumen del transporte por carretera o ferrocarril en torno al emplazamiento, y sus riesgos derivadas.

Todas estas objeciones y reservas son compartidas, por lo demás, también por los colectivos y personas individuales que apoyan el concepto del vertedero nuclear y su filosofía.  Aunque se duda en preferir el transporte por carretera o el ferrocarril –con ciertas ventajas para este último, desde el punto de vista de gestión del transporte propiamente dicho-, para llevar los residuos a un único punto desde los siete emplazamientos del territorio donde están ahora en funcionamiento los nueve reactores nucleares del país, la decisión dependerá de la ubicación definitiva.  En opinión del autor de este artículo, la cuestión de la seguridad ante un eventual sabotaje queda mejor garantizada por carretera, en convoyes  debidamente custodiados, y cuya hoja de ruta sea mantenida convenientemente en secreto.  

Si se adopta la decisión del desmantelamiento total, los residuos de menor radioactividad, procedentes del cierre definitivo de las centrales, supondrán otro problema logístico de gran envergadura. Para una parte de ese material, la solución intermedia de su reciclaje para conducirlo a umbrales de radioactividad que permita considerarlos como materiales no radioactivos, de acuerdo con la legislación de la UE, ha de ser complementada con la elección de un centro de almacenamiento con capacidad para acoger los volúmenes complementarios de los residuos que no cumplan con este requisito.  Adicionalmente, una cuestión jurídica se perfila como elemento singular de la discusión, de forma similar a como ha sucedido en otros lugares, y apunta a resolver la interrogante de las razones por las que una región debe convertirse en depositaria de residuos radioactivos que no ha generado. La idoneidad de los emplazamientos desde el punto de vista de la disminución del riesgo colectivo, la participación del mayor número de agentes sociales y la transparencia del proceso y la justificación de las decisiones que se adopten, ayudará, de forma sustancial, a que la decisión sea aceptada como una propuesta colectiva. 

Reflexión final 

En el mejor espíritu del principio de San Floriano, esta decisión ha de ser considerada, sino como la que genera la mayor utilidad para todos, la menos gravosa de las decisiones posibles. La comunicación de la mejor información disponible en cada momento, desde la autoridad de quienes no tienen intereses particulares, sino una plena identificación con el problema y la búsqueda de las mejores soluciones, serviría para ahuyentar muchos recelos. No puede olvidarse que la inmensa mayoría (quizá más del 80%) de los ciudadanos no estarían, hoy por hoy, dispuestos a aceptar un emplazamiento de este tipo en su comarca. Salvo aquellos que piensen, resignadamente, que si ha de ocurrir un grave desastre nuclear, preferirían ser los primeros en ser afectados, para evitar sufrimientos posteriores. 

Madrid, mayo de 2006   

Algunas Notas a modo de información complementaria 

1)       Los defensores de la energía nuclear  indican que la probabilidad de accidente es menor de 1: 40.000 por año, y que el riesgo de emisión radioactiva es incluso menor a esta cifra, ya que el reactor está protegido para el caso de que un accidente dañe al núcleo. Las emisiones radioactivas a que se ven sometidas quienes trabajan en la operación normal de la planta serían menores a 1 milirem por año, radiación equivalente o menor a la que recibimos por observar la televisión en ese mismo período. Cualquier persona en su entorno habitual puede recibir 300 milirem por año (Datos del Nuclear Energy Institute). El riesgo de muerte para un residente cercano a una planta nuclear sería menor que 1 a 1.10 exp. 6, es decir, 25 veces menor que la probabilidad de ser alcanzado por un rayo y  12.000 veces menor que el riesgo de morir en un accidente de automóvil.  

2)       Las indemnizaciones a las eléctricas, que ya habían realizado importantes inversiones, supondrá el pago de unos 9.000 millones de euros (principal más intereses) como consecuencia de la Moratoria Nuclear. El RD 470/2006, de 21 de abril, ha modificado el porcentaje sobre la tarifa eléctrica correspondiente a esta moratoria que había sido establecido en la D.A. 8ª de la Ley 40/1994, de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional,  y adaptado en la D.A. 7ª de la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico, y su RD de desarrollo 2202/95. El incremento de la demanda y la reducción de los tipos de interés han acelerado la amortización de la compensación, permitiendo reajustar el pago de los derechos que había sido adquiridos por el Fondo de Titulización de Activos resultantes de la Moratoria nuclear, estableciéndolo en el 0,33 por ciento de la tarifa eléctrica. (desde 1,72%). Quedan por pagar unos 580 Mill. de euros (de principal). 3)       El Foro Nuclear español ha estimado que el precio de generación de electricidad con energía nuclear es de 15 euros/MWh, incluida la gestión de los residuos, frente a los 62 euros/MWh de media del mercado liberalizado o «pool» en 2005. Estas estimaciones deberían ser contrastadas por otras entidades, ya que no parecen incluir de forma satisfactoria el coste del tratamiento de los residuos nucleares. 

 

Figura 1. Centrales Nucleares en España

CENTRAL	EMPLAZAMIENTO	PROPIETARIOS	POTENCIA ELÉCTRICA (MW)	TIPO	AÑO ENTRADA EN SERVICIO
STA. MARÍA GAROÑA	Sta. Mª Garoña BURGOS	Nuclenor: Iberdrola Generación, S.A.(50%) y Endesa Generación, S.A. (50%)	466.48	B.W.R.	1971
ALMARAZ I	Almaraz CÁCERES	Iberdrola Generación, S.A. (52,7%), Endesa Generación, S.A. (36,0%) Unión Fenosa Generación (11,3%)	981.56	P.W.R.	1981
ALMARAZ II	Alamaraz CÁCERES	Iberdrola Generación, S.A. ( 52,7%), Endesa Generación, S.A.(36%) Unión Fenosa Generación (11,3%)	987.92	P.W.R.	1983
ASCÓ I	Ascó TARRAGONA	Endesa Generación, S.A.(100%)	1032.50	P.W.R.	1983
ASCÓ II	Ascó TARRAGONA	Endesa Generación, S.A.(85%), Iberdrola Generación, S.A. (15%)	1027.21	P.W.R.	1985
COFRENTES	Cofrentes VALENCIA	Iberdrola Generación, S.A.	1092.02	P.W.R.	1984
VANDELLÓS II	Vandellós i L’Hospitalet del Infant TARRAGONA	Endesa Generación, S.A.(72%), Iberdrola Generación, S.A. (28%)	1087.14	P.W.R.	1987
TRILLO	Trillo GUADALAJARA	Iberdrola Generación, S.A. (48%), UFenosa G. (34,5%) Hidroeléctrica Cantábrico (15,5%), Nuclenor (2%).	1067.49	P.W.R.	1988
Total			7742.32

BWR: Reactor de agua en ebullición. PWR: Reactor de agua a presión.