analisis economico proyecto construccion nuevas centrales nucleares

ANÁLISIS ECONÓMICO DE UN PROYECTODE AMPLIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA

NUCLEAR EN ESPAÑA

Este informe analiza las características de un proyecto de construcciónde centrales nucleares en España, que supondría el aumento del actualparque de generación eléctrica en 11.000 megavatios. A partir de aquí,el estudio se introduce en la estimación, de un lado, del efecto de esteproyecto sobre la economía española, lo que se lleva a cabo a través delanálisis de los impactos, directos, indirectos e inducidos, de la inversiónnecesaria para el desarrollo del proyecto.Y, en segundo lugar, se ha estu-diado el efecto, también de orden económico, de la reducción de emi-siones de CO2 a la atmósfera al considerar que la generación eléctricaderivada de la puesta en operación de este proyecto sustituye a la pro-ducción que se habría generado con otras fuentes, en concreto, gas ycarbón, cuya combustión emite mucho más volumen de este gas deefecto invernadero.

En síntesis, el proyecto que se analiza, de construcción de centralesnucleares con una potencia instalada de 11.000 MW, a lo largo delperiodo 2009-2030, coherente con los porcentajes de generación eléc-trica de origen nuclear de países de peso significativo de la UE-27,supondría la creación de valor añadido por un monto superior a los diezmil millones de euros (a precios constantes de 2008); la creación deunos 172.000 empleos/año, directos, indirectos e inducidos, y el ahorrode una cuantía importante de emisiones de CO2, cuyo valor se estimaentre unos 3.500 y unos 21.000 millones de euros, según los supuestosconsiderados. Contribuyendo, además, al logro del objetivo estratégicode mejorar la seguridad del suministro eléctrico en España.

ANÁLISIS ECONÓMICO DE UN PROYECTODE AMPLIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA

NUCLEAR EN ESPAÑA

Copyright 2008, Foro de la Industria Nuclear EspañolaBoix y Morer, 6. 28003 [email protected]

EDICIÓN: Enero 2008

AUTOR: Santos M. RuesgaCatedrático de Economía AplicadaUniversidad Autónoma de Madrid

DIRECCIÓN DE LA EDICIÓN: Foro de la Industria Nuclear Española

Colaboración especial: SEOPAN y TECNIBERIA

Depósito Legal: M-

Diseño y producción: Spainfo, S.A.

RESUMEN EJECUTIVO 9

AGRADECIMIENTOS 13

PARTE 1. DEFINICIÓN DE LA HIPÓTESIS DE TRABAJO 17

DEFINICIÓN Y CONTRASTE DE VIABILIDAD DEL PROYECTO DE EXPANSIÓN DE LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA DE ORIGENNUCLEAR (INSTALACIÓN DE GRUPOS NUCLEARES) 18

1. INTRODUCCIÓN 18

2. DEFINICIÓN DEL PROYECTO. HIPÓTESIS DE PARTIDA 192.1 Características del proceso de construcción de nuevos grupos

de generación 192.2 Construcción de los 11 (7) grupos nucleares 212.3 Las centrales nucleares actualmente en funcionamiento 23

3. ESCENARIOS DE LA HIPÓTESIS 273.1 Escenarios de demanda 273.2 Escenario 2015 283.3 Escenario 2030 29

4. REFLEXIONES SOBRE ESCENARIOS PARA LA APLICACIÓNDE LA HIPÓTESIS DE PARTIDA 30

4.1 Escenarios político-institucionales 304.2 Escenario internacional 324.3 Escenarios de oferta productiva y costes 334.4 Escenarios temporales 374.5 Escenarios espaciales 374.6 Escenarios tecnológicos 374.7 Escenarios de recursos humanos 414.8 Escenarios financieros 41

PARTE 2. EFECTOS SOBRE EL SISTEMA ECONÓMICO,EL MEDIO AMBIENTE Y EL EMPLEO 43

UNA APROXIMACIÓN A LOS EFECTOS DEL PROYECTO DE EXPANSIÓNDE LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA DE ORIGEN NUCLEAR (instalación de grupos nucleares) SOBRE LA ECONOMÍA ESPAÑOLA 44

1. INTRODUCCIÓN 44

2. LA ENERGÍA ELÉCTRICA DE PRODUCCIÓN NUCLEAR Y SUS CONDICIONANTES EN EL MERCADO MUNDIAL 45

2.1 Análisis de la estructura del sector nuclear en España y referencia al contexto mundial. Tendencias 452.1.1. La energía nuclear en el mundo 452.1.2. Situación de la energía nuclear en la Unión Europea 482.1.3. La energía nuclear en España 52

2.2 Los costes de la energía nuclear. Competitividad en precios 552.3 Consideraciones sobre la demanda futura de energía

y la estrategia energética europea 602.3.1. El futuro energético en el mundo. Perspectivas europea y española 602.3.2. Política energética de la Unión Europea 692.3.3. Política energética española 71

3. EFECTOS ECONÓMICOS DE UN PROYECTO DE CONSTRUCCIÓNDE CENTRALES NUCLEARES EN ESPAÑA EN EL HORIZONTE DE 2030 74

3.1 La inversión en el proyecto 753.2 Estimación de los efectos económicos de la hipótesis 84

3.2.1. Objetivos 843.2.2. Metodología para la estimación 843.2.3. Escenario de partida para la estimación de los efectos 863.2.4. Operativa con la Tabla Input-Output -2004 863.2.5. El entorno considerado para la estimación.

El modelo Wharton-UAM 913.2.6. Hipótesis de trabajo para la estimación 933.2.7. Estimación de efectos 943.2.8. Efectos sobre la actividad económica y el empleo 97

4. EFECTOS ECONÓMICO-AMBIENTALES DE LA HIPÓTESIS 1074.1 Mercado de emisiones de CO2 en la Unión Europea 1084.2 Política energética, tecnologías de producción de electricidad

y reducción de emisiones de CO2 1114.3 Precio del CO2 en la Unión Europea y en el mercado internacional

de emisiones 1124.4 Cálculo del coste evitado de CO2e 117

5. UNA VISIÓN GLOBAL SOBRE LOS EFECTOS EN LA ECONOMÍA ESPAÑOLADE UN PROGRAMA DE CONSTRUCCIÓN DE CENTRALES NUCLEARES 120

6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 127

ANEXO. LISTADO DE EMPRESAS, ENTIDADES E INSTITUCIONES CON LAS QUE SE HAN MANTENIDO REUNIONES,ENTREVISTAS Y OTROS TIPOS DE CONTACTOS DURANTE EL DESARROLLO Y LA ELABORACIÓN DEL INFORME 133

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Última generación tecnológica en la construcción de centrales nucleares 20

Tabla 2. Años de entrada en funcionamiento de nuevos grupos de 1.000 MW 23

Tabla 3. Años de entrada en funcionamiento de nuevos grupos de 1.500-1.600 MW 23

Tabla 4. Hipótesis de operación de las centrales 24

Tabla 5. Secuencia temporal de puesta en marcha de la hipótesis 25

Tabla 6. Secuencia temporal de potencia nuclear instalada 26

Tabla 7. Diferencias de potencia instalada entre la hipótesis de la Unión Europea y la hipótesis del estudio 27

Tabla 8. Escenarios de demanda eléctrica en 2015 28

Tabla 9. Escenarios de demanda eléctrica en 2030 29

Tabla 10. Hipótesis de evolución de las inversiones en construcción de centrales nucleares (millones de Euros de 2007) (alternativa A) 34

Tabla 11. Hipótesis del mix de producción de energía eléctrica en el horizonte 2030 36

Tabla 12. Reactores nucleares en operación y en construcción.Porcentaje de electricidad de origen nuclear. Año 2006 46

Tabla 13. Reactores nucleares en operación y en construcción en la Unión Europea.Porcentaje de electricidad de origen nuclear en cada país. Año 2006 49

Tabla 14. Centrales nucleares en España. Situación en 2006 53

Tabla 15. Funcionamiento de las nucleares en España. Año 2006 54

Tabla 16. Potencia instalada a 31 de diciembre de 2006 y balance del sistema eléctrico español en 2006 55

Tabla 17. Una estimación del coste de combustible y de O&M de una central nuclear de 1.000 MW (€/MWh) a desarrollar en el proyecto (precios 2007) 57

Tabla 18. Costes totales y de operación y mantenimiento (O&M) de una central nuclear 58

Tabla 19a. Generación de electricidad en la Unión Europea. Escenario 2015 65

Tabla 19b. Capacidad de generación de electricidad en la Unión Europea.Escenario 2015 65

Tabla 19c. Generación de electricidad en la Unión Europea. Escenario 2030 65

Tabla 19d. Capacidad de generación de electricidad en la Unión Europea.Escenario 2030 65

Tabla 20a. Generación de electricidad en España. Escenario 2015 68

Tabla 20b. Capacidad de generación de electricidad en España. Escenario 2015 68

Tabla 20c. Generación de electricidad en España. Escenario 2030 68

Tabla 20d. Capacidad de generación de electricidad en España. Escenario 2030 68

Tabla 21. Objetivos de la política energética de la Unión Europea 69

Tabla 22. Distribución de la inversión en el período de construcción.Estructura de costes de la hipótesis de inversión (millones de euros) 78

Tabla 23a. Distribución de la inversión para la construcción de central de 1.000 MW. Caso de inicio de construcción hasta 2018 79

Tabla 23b. Distribución de la inversión para la construcción de central de 1.000 MW. Caso de inicio de construcción a partir de 2018 79

Tabla 24a. Distribución de la inversión para la construcción de una central de 1.000 MW, por sectores de incidencia. Caso de inicio de construcción hasta 2018 80

Tabla 24b. Distribución de la inversión para la construcción de una central de 1.000 MW, por sectores de incidencia. Caso de inicio de construcción a partir de 2018 81

Tabla 25. Distribución de la inversión para el desarrollo de un programa de construcción de 11 centrales de 1.000 MW, por sectores de incidencia y durante todo el período de referencia 82

Tabla 26. Periodificación de las inversiones 83

Tabla 27a. Matriz de coeficientes técnicos A 87

Tabla 27b. Matriz de multiplicadores sectoriales (I-A)-1 89

Tabla 27c. Coeficientes sectoriales 91

Tabla 28. Distribución sectorial de los incrementos de productividad y los salarios medios 92

Tabla 29. Variables del entorno consideradas en la estimación 93

Tabla 30. Producción: efectos directos 100

Tabla 31. Producción: efectos indirectos 101

Tabla 32. Producción: efectos totales 102

Tabla 33. Valor Añadido (PIB): efectos totales 103

Tabla 34. Empleo (p.t.e.t.c.): efectos totales 104

Tabla 35. Resumen de resultados 105

Tabla 36. Efectos inducidos 106

Tabla 37. Emisiones de CO2e según fuentes de energía y tecnología aplicada 116

Tabla 38. Emisiones de CO2e evitadas 117

Tabla 39. Escenarios de precios 118

Tabla 40. Valoración del CO2 evitado por emisiones de combustión de gas (CCGT) y carbón 119

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1. Suministro total de energía primaria UE-27. Año 2004 48

Figura 2. Mix de generación de energía eléctrica UE-27. Año 2004 49

Figura 3. Porcentaje de la energía nuclear en la generación de electricidad por Estados miembros (2004) 50

Figura 4. Antigüedad de las centrales nucleares en funcionamiento en la UE-27 (a 01/04/06) 51

Figura 5. Impacto de un incremento del 50% del precio del combustible en los costes de generación de electricidad 56

Figura 6. Origen de los consumos energéticos de la UE 59

Figura 7. Suministro total de energía primaria en el mundo 62

Figura 8. Variación en la estructura de generación de energía eléctrica en el mundo, según fuentes 62

Figura 9. Estructura de la demanda de energía primaria en la Unión Europea (UE-25) 63

Figura 10. Estructura de la demanda de energía eléctrica en la UE-25. 2030 64

Figura 11. Demanda de energía primaria en España 66

Figura 12. Previsión de generación de energía eléctrica en España. 2030 67

Figura 13. Distribución de las inversiones previstas en generación eléctrica en la UE-27 (900 mil millones de €) 2005-2030 71

Figura 14. Esquema del modelo de estimación de efectos 85

Figura 15. Efectos totales del desarrollo de la hipótesis 98

Figura 16. Historial del precio del CO2 ( EUA de primer período) 113

Figura 17. Precio del CO2. Los comienzos.Un mercado dominado por la regulación 114

Figura 18. Precios de EUA (en euros desde 1 de junio 06) 115

Figura 19. Precios de CO2e en maduración. Influencia de regulación,el tiempo y precios energéticos 115

Figura 20. Precios recientes de EUA 116

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RESUMEN EJECUTIVO

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ANÁLISIS ECONÓMICO DE UN PROYECTODE AMPLIACIÓN DE LA PRODUCCIÓN

ELÉCTRICA NUCLEAR EN ESPAÑA

Este informe analiza las características de un proyecto de construcción de centrales nu-cleares en España, que supondría el aumento del actual parque de generación eléctricaen 11.000 MW. A partir de aquí, el estudio se introduce en la estimación, de un lado, delefecto de este proyecto sobre la economía española, lo que se lleva a cabo a través delanálisis de los impactos, directos, indirectos e inducidos, de la inversión necesaria para eldesarrollo del proyecto. Y, en segundo lugar, se ha estudiado el efecto, también de ordeneconómico, de la reducción de emisiones de CO2 a la atmósfera al considerar que la ge-neración eléctrica derivada de la puesta en operación de este proyecto sustituye a laproducción que se habría generado con otras fuentes, en concreto gas y carbón, cuyacombustión emite mucho más volumen de este gas de efecto invernadero.

Para definir las características del proyecto y su adecuación al sistema eléctrico espa-ñol, se parte de la base de que la electricidad generada por reactores nucleares tieneun peso, para el conjunto mundial, que se sitúa en torno al 15-20% de la generaciónanual total de electricidad. Esta cifra se supera en muchos de los países desarrollados,en concreto, en la Unión Europea donde la energía eléctrica de origen nuclear abaste-ce en torno a un tercio de la demanda. En España hay actualmente en funcionamien-to un total de ocho centrales nucleares que suman 7.727,8 MW de potencia, que ali-mentan algo más del 20% de las necesidades eléctricas del país.

En este contexto es donde se plantea el proyecto consistente en la construcción pro-gresiva de varios reactores en España, que permita, en el año 2030, la generación deun 33% del total de la energía eléctrica con tecnología nuclear. En la primera parte deeste informe se muestra que el proyecto formulado a modo de hipótesis de trabajo esfactible, adecuado y realizable en el sistema eléctrico español. Para este, la hipótesisofrece claras ventajas, no solo en cuanto a los efectos ambientales positivos, sinotambién en cuanto a una mayor seguridad de suministro y menor dependencia decombustibles externos. En boca de la Comisión Europea —a pesar de sus esfuerzos,hasta este momento, no se ha articulado una política energética común— los retos alos que actualmente deben enfrentarse todos los Estados miembros en política ener-gética son: el cambio climático, el aumento de la dependencia de las importaciones ylos elevados precios de la energía; por ello destaca que la energía nuclear desempeñaun importante papel en el mix energético.

Otro asunto relevante, que atañe a la hipótesis planteada, se refiere a la dinámica de lacompetitividad relativa de la electricidad generada por centrales nucleares. En este es-tudio no se profundiza en tal cuestión, toda vez que la competitividad de la generaciónnuclear dependerá en el futuro de muchas variables de difícil determinación (tipo deinterés, subvenciones, precio de los derechos de emisión, costes de inversión y de com-bustible de otras alternativas, principalmente el gas y el carbón, etc.). Por otro lado, enel orden interno, el coste de generación nuclear ha estado condicionado por el elevadopeso de la inversión en las centrales (extensión de los períodos de licenciamiento yconstrucción de las centrales) lo que ha significado una carga financiera elevada para elprecio final de la electricidad producida por esta tecnología. Sin entrar en el detallecuantitativo de la cuestión, el Informe entiende que los cambios que se auguran para

RESUMEN EJECUTIVO

Se plantea el proyectoconsistente en la construcciónprogresiva de variosreactores en España,que permita, en el año2030, la generación de un 33% del total de la energía eléctricacon tecnología nuclear.

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RESUMEN EJECUTIVO

un futuro inmediato pueden modificar sustancialmente tanto las condiciones relativasexternas como las internas, al compás de la significativa innovación que se está produ-ciendo en las tecnologías nucleares.

Con el fin de analizar algunos de los efectos más significativos de esta hipótesis, sellevan a cabo dos tipos de estimaciones. Una primera, para evaluar los efectos econó-micos inmediatos de la construcción del proyecto analizado. Y otra segunda, para co-nocer el impacto económico del proyecto derivado del ahorro de emisiones de gasesde efecto invernadero, en concreto de CO2, a causa del aumento del peso relativo dela generación eléctrica nuclear, sustituyendo otras tecnologías con fuertes niveles deemisión de estos gases por combustión.

Para realizar la primera estimación, se supone un coste de inversión (es decir sin in-cluir intereses intercalarios ni una asignación de overhead costs), en euros corrientes,de 3.000 millones por cada grupo de 1.000 MW. En consecuencia, el coste corrientetotal del hipotético plan de construcción es de 33.000 millones de euros, que, en tér-minos actualizados a 31/12/2007, resultarían en 24.150 millones de euros (desconta-dos al 2,5%). El componente nacional del programa de construcción nuclear seríaaproximadamente del 59%.

Tras el análisis subsiguiente, a través de un modelo de tipo input-output, se concluyeque el impacto directo sobre el PIB (en el período 2009-2029) para un programa deinversión de 19.415 millones de euros en términos corrientes, y de 14.257 millonesde euros a precios constantes, supone un aumento del valor de la producción nacionalque alcanzaría cifras superiores a los 23.000 millones de euros, es decir, algo más del3% del PIB español del año 2004, de los cuales el 54% correspondería a efectos direc-tos mientras que el 46% restante se produciría como consecuencia de las interaccio-nes sectoriales o efectos multiplicadores.

Los efectos totales sobre el PIB y el empleo se situarían en torno al 0,04% anual, esdecir, unos 450 millones de Valor Añadido y unos 7.000 puestos de trabajo, mientrasque, de forma acumulada para todo el período considerado, se superarían los 9.000millones de euros de PIB y los 145.000 trabajadores/año, como efecto de la construc-ción de los citados 11 grupos nucleares.

Adicionalmente, los efectos inducidos, por la generación de rentas derivada de la crea-ción de empleo, ascenderían anualmente un 0,04‰ del PIB, y sobre el empleo supon-drían algo más de 1.000 puestos de trabajo por año, un 0,05‰ del empleo medio delaño. Para el conjunto del período los efectos inducidos alcanzarían unos 1.440 millo-nes de euros y alrededor de 24.000 empleos/año. En conjunto, el proyecto generaríael 0,43‰ del PIB y el 0,38‰ de los puestos de trabajo/año de todo el período.

Una cuestión de singular trascendencia, relacionada con el proyecto planteado, de di-fícil estimación dado el instrumental estadístico disponible, estaría en relación con losefectos inducidos en el terreno del desarrollo y la innovación tecnológica, tanto en elcapítulo de investigación y desarrollo de equipos y sistemas nucleares —extrapolablea otros sectores productivos— como en el de know-how, en definitiva de mejora delcapital humano.

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La segunda estimación que se realiza en el Informe, mide el ahorro económico deriva-do de las muy inferiores emisiones de la tecnología nuclear respecto a las tecnologíasde carbón y gas. Se llega a la conclusión de que a lo largo de los años considerados enel proyecto (desde la puesta en funcionamiento de los primeros reactores nucleares,2018, hasta el año 2030), se produciría un ahorro de gastos situados en una horquillaque puede oscilar entre los casi 3.500 y los 21.000 millones de euros (a precios de2008), según sea el precio establecido para las emisiones de CO2 y la tecnología susti-tuida en la generación eléctrica; lo que significaría, en el último supuesto, más de me-dio punto porcentual de PIB de cada año, como media. Económicamente hablando, elahorro obtenido por la disminución de emisiones podría ser superior al valor añadidocon la construcción de las centrales nucleares incluidas en el proyecto.

En síntesis, el proyecto que se analiza, de construcción de centrales nucleares con unapotencia instalada de 11.000 MW, a lo largo del período 2009-2030, coherente conlos porcentajes de generación eléctrica de origen nuclear de países de peso significati-vo de la UE-27, supondría la creación de valor añadido por un monto superior a los10.000 millones de euros (a precios constantes de 2008); la creación de unos 172.000empleos/año, directos, indirectos e inducidos, y el ahorro de una cuantía importantede emisiones de CO2, cuyo valor se estima entre unos 3.500 y unos 21.000 millonesde euros, según los supuestos considerados. Contribuyendo, además, al logro del obje-tivo estratégico de mejorar la seguridad del suministro eléctrico en España.



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AGRADECIMIENTOS

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La elaboración de un informe de esas características necesariamente contrae muchasdeudas, de trabajo e incluso más allá de las meras cuestiones laborales y mercantiles.En este caso son numerosas las personas e instituciones que con generosa paciencianos han informado, ofreciendo tanto estadísticas como bibliografía o documentos detodo tipo, nos han introducido en los múltiples misterios de la ciencia, la tecnología,la economía y la institucionalidad de un sector productivo complejo y en constantecambio; nos han ayudado, en definitiva, a despejar nuestras múltiples lagunas de co-nocimientos y nuestras aún más numerosas dudas al respecto.

En primer lugar, he de hacer referencia a los participantes en los dos seminarios quehemos organizado en el transcurso del desarrollo de este Informe, así como otrasmúltiples entrevistas individuales, que nos han proporcionado una información de pri-mera mano, en muchos casos inasequible a través de otras fuentes más formales. Lalista es larga y a ella se hace referencia en el Anexo que se añade al final de este Infor-me, referenciando a las instituciones y empresas y no a las personas por razones deuna exigible y cauta confidencialidad para con todos ellos. Nuestra mayor gratitudpara las personas, en primer lugar, y para las correspondientes instituciones, en últimainstancia.

En un terreno más personal, he de referirme a Javier de Quinto, compañero de mu-chas lides desde que finalizamos nuestros estudios universitarios, allá por finales delos setenta, y hoy uno de nuestros más destacados expertos en materias energéticas.A Javier le debemos mucho en este estudio, no solo conocimiento sino también im-pulso, ánimo e incluso, por qué no, amistad y cariño.

De igual modo, y sin que mediara amistad antigua de por medio, Jaime Segarra nosha ofrecido una generosa, desinteresada e inestimable ayuda; desde su cálida y tre-mendamente animosa jubilación nos ha abierto todas las puertas a sus conocimien-tos del sector energético, que son muchos, por la mera satisfacción del debate inte-lectual, que le apasiona, y la promoción de la energía nuclear, que concentra unabuena parte de su extenso conocimiento científico y técnico. Gracias, Jaime, y abri-mos aquí un capitulo que va más allá de la colaboración profesional.



AGRADECIMIENTOS

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AGRADECIMIENTOS

También he de listar a los miembros del equipo que ha penado a lo largo de un añocon la dura tarea de buscar información, elaborar modelos, evaluar fuentes, investigary, en última instancia, analizar los resultados obtenidos, a tenor de mis exigencias ypremuras, como director de este trabajo. Yolanda García Mezquita, Julián Pérez y suscolaboradores del Centro Lawrence R. Klein, Laura Pérez Ortiz, Manuel Pérez Trujillo,Jeannette Rocío Ferreira y Elvira Hernández Zinder, han sido los hacedores de estaspáginas y los contenidos que en ellas se expresan; a un servidor le ha tocado la laborde dirigir este equipo y, en suma, darle forma al informe final que tiene en sus manos.Labor grata debido, sin duda, a la entrega de este equipo de magníficos profesionales.

Y, por último, agradecer a Foro de la Industria Nuclear Española, Seopan y Tecniberiasu apoyo y colaboración que han hecho posible la publicación de este libro.

Santos M. RuesgaCatedrático de Economía Aplicada

Madrid, 5 de noviembre de 2007

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PARTE 1.DEFINICIÓN DE LA HIPÓTESIS DE TRABAJO

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1. INTRODUCCIÓN

En España la producción de energía eléctrica de origen nuclear juega un papel desta-cado en el sector eléctrico y, en un sentido más amplio, en el sector energético. Ac-tualmente, tras el cierre de la central nuclear de José Cabrera en abril de 2006, lascentrales nucleares en funcionamiento suman una potencia instalada de 7.727 MW,lo que supone el 10% de la potencia del sistema eléctrico español. En 2006 la produc-ción de las centrales nucleares ascendió a 60.071 GWh, lo cual representa el 20% dela producción eléctrica nacional. Estos datos evidencian el buen funcionamiento delas centrales nucleares, que cuentan con un factor de disponibilidad cercano al 90%,lo cual explica que con solo una cuota de potencia del 10% sean responsables del20% de la producción eléctrica.

La importancia de la energía nuclear en el sector energético se puede explicar por dosmotivos principales. Por un lado, contribuye de forma importante al autoabasteci-miento energético, máxime teniendo en cuenta la elevada dependencia energéticaexterior de España, que en 2006 superaba el 60% de nuestras necesidades y que deseguir con las políticas energéticas y tendencias actuales superaría el 80% en unosdiez años. Por otro lado, la exigencia del Protocolo de Kioto de reducir emisiones deCO2 está afectando negativamente al sector energético; en este sentido, la energíanuclear contribuye positivamente al cumplimiento del Protocolo al producir energíaeléctrica libre de emisiones.

Desde el punto de vista económico, la electricidad de origen nuclear tiene un costevariable reducido, de hecho el resto de las tecnologías, exceptuando la energía hidráu-lica, tienen un coste de producción superior. Solo los avatares de los factores que pue-den incidir en el coste fijo, como pueden ser los tipos de interés, o los precios relativosde otras fuentes de energía primaria, alterarían esta conclusión inicial. En consecuen-cia, la energía nuclear puede contribuir a abaratar el coste de generación de la energíaeléctrica del país, lo cual repercute en la competitividad de la economía española.

Teniendo en cuenta el papel que desempeña la energía nuclear en el sistema energé-tico y económico, el objetivo de esta primera parte del Informe es establecer y des-granar, así como debatir acerca de su verosimilitud, una hipótesis de aumento de lacapacidad de producción eléctrica con tecnologías de fisión nuclear.

La hipótesis de partida que se ha definido es la construcción y puesta en funciona-miento de 11.000 MW de potencia instalada en centrales nucleares, con el fin deque la producción eléctrica de origen nuclear sea del 30% en el escenario del año20301. Dicha hipótesis parte de la consideración de la importancia relativa de la in-



DEFINICIÓN Y CONTRASTE DE VIABILIDAD DEL PROYECTO DE EXPANSIÓN DE LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICA DE ORIGEN NUCLEAR (INSTALACIÓN DE GRUPOS NUCLEARES)

1 A título de referencia: en un estudio de UGT (Menéndez Pérez, 2006) que considera escenarios optimista,medio y pesimista de implantación de energías renovables y políticas de ahorro energético hasta 2030,los porcentajes respectivos que asigna a la generación nuclear son 23%, 27% y 33%, equivalentes en lostres casos a 120 TWh o bien 15.000 MW operando 8.000 h/año.

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dustria energética nuclear en nuestro entorno, particularmente en la UE-27, dondehay países económicamente importantes en los que el porcentaje de generación nu-clear en el sistema eléctrico es del 50% o más. Estos porcentajes son bastante supe-riores a los que se registran en España, hecho que, junto a factores ambientales, eco-nómicos y tecnológicos, entre otros, justificaría una mayor diversificación del mix deproducción eléctrico, derivando hacia una mayor presencia nuclear en el mismo.

Una vez definida la hipótesis, en líneas generales, el estudio incorpora un análisis de lainserción de la hipótesis de partida en el escenario futuro de demanda de energíaeléctrica en España, contemplando diferentes estructuras productivas según fuentesde energía. Con esto se pretende tanto interpretar la viabilidad del programa de cons-trucción, en qué condiciones de demanda y de estructura productiva, como identificarlos retos a los que se enfrenta la puesta en marcha, estableciendo las variables clave atener en cuenta para tal objetivo. En este sentido, se trata de acotar los parámetrosdeterminantes de dicha viabilidad (en precios, tecnología, recursos humanos, balanceambiental, etc.).

2. DEFINICIÓN DEL PROYECTO. HIPÓTESIS DE PARTIDA

En la definición del proyecto de creación de centrales nucleares para generación eléc-trica, se plantean los elementos básicos que a continuación se detallan, referentes alas características del propio proceso de construcción de nuevos grupos y al númerode grupos a construir.

2.1. Características del proceso de construcción de nuevos grupos de generación

Construcción y puesta en funcionamiento de 7 a 11 grupos nucleares de entre 1.000 MWa 1.600 MW de potencia cada uno. En total se añadirían al sistema 11.000 MW de poten-cia nuclear.A partir de esta disyuntiva se han contemplado dos alternativas concretas (A yB), que no tienen más fundamento, a efectos del trabajo aquí desarrollado, que escenificardos de las posibles alternativas, en función de la tecnología disponible hoy en día, en cuan-to a potencia de los grupos nucleares disponibles en el mercado. Cabe aquí plantearse eldebate sobre posibles economías de escala para optar entre una u otra opción, cuestiónque se aborda más adelante.

Entre los reactores de última generación se pueden citar el AP-1000 (comercializado porWESTINGHOUSE) y el ABWR (comercializado por GENERAL ELECTRIC), diseños que yaestán certificados en Estados Unidos por la NRC (Nuclear Regulatory Commission), yque superan los 1.000 MW de potencia, entre los que destaca especialmente el ABWRcon un rango de potencia de 1.350-1.600 MW. Esta parece la tendencia actual, en cuan-to a modelos tecnológicos, superando la potencia instalada de 1.000 MW por grupo.

La importancia de la energía nuclear en el sector energético se puede explicar por dosmotivos principales.Por un lado, contribuyede forma importante al autoabastecimientoenergético, y por otro,la energía nucleartambién contribuyepositivamente al cumplimiento del Protocolo de Kioto al producir energíaeléctrica libre de emisiones.

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Modelo de reactor Fabricante Potencia

AP-1000 (Advanced Passive 1000 PWR) WESTINGHOUSE 1.100 MW

ABWR (Advanced Boiling Water Reactor) GENERAL ELECTRIC 1.350 - 1.600 MW

ESBWR (Economic Simplified Boiled Water Reactor) GENERAL ELECTRIC 1.550 MW

EPR (Evolutionary Pressurized Water Reactor) AREVA 1.600 MW

Fuente: elaboración propia.

Asimismo, dada la dificultad de encontrar emplazamientos para la ubicación de lascentrales nucleares, se considera adecuado instalar en cada emplazamiento la mayorpotencia técnicamente posible. En este sentido, se tiene en cuenta que la viabilidadtécnica a la hora de decidir entre el rango 1.000 MW-1.600 MW de potencia dependede varios factores. Algunos de los factores que determinan la potencia máxima a ins-talar en un emplazamiento son el espacio físico, disponer de suficiente agua para re-frigeración, contar con suficiente capacidad de la red para evacuar la energía eléctrica,costes derivados del establecimiento de una zona de exclusión, etc.

En relación con lo señalado, además de los ahorros derivados de los costes de empla-zamiento, también hay que tener en cuenta que el mayor tamaño de la potencia ins-talada por grupo puede proporcionar importantes economías de escala en la produc-ción de energía eléctrica nuclear. Este es un aspecto relevante en el caso de lascentrales nucleares, dado que tienen un factor de disponibilidad muy elevado, que engeneral supera el 90%, funcionando más de 8.000 horas al año.

Adicionalmente, otra cuestión a dilucidar estriba en la decisión de si un programa deestas características debiera incorporar una cierta estandarización de los grupos ainstalar. En cuanto a la tecnología de los grupos a construir, se considera que la estan-darización puede ofrecer2 importantes ventajas que se traducen en menores costes.Como ventajas se citan el ahorro de costes en la certificación del reactor, las econo-mías de escala que se obtienen en la fase de construcción de las centrales, o el apren-dizaje que se va adquiriendo a medida que se van construyendo los grupos nuclearesy que permite mejorar los diseños. Asimismo, también se pueden citar como ventajaslos beneficios que se derivan de la estandarización de los suministros a las centralesnucleares, una vez que se han puesto en funcionamiento, y que redundan en mayorseguridad en el suministro de los repuestos y en menores precios. Por otro lado, como

Tabla 1Última generación tecnológica en la construcción de centrales nucleares

2 No hay opinión ni unánime ni concluyente entre los expertos consultados sobre las hipotéticas ventajasde la estandarización. Además, una estandarización acusada de la tecnología nuclear puede generar unadependencia excesiva del suministrador principal. Otra cuestión es apostar por tecnologías que incorporansistemas modulares, que abaratan los procesos de construcción y derivan, entre otras ventajas de estan-darización, en acumulación de know-how de instalación.

21


desventaja fundamental de la estandarización se señalan los posibles riesgos deriva-dos de la menor diversificación tecnológica3. Cabe indicar, asimismo, que la crecienteglobalización de esta industria permitiría asociar el programa a la especialización desuministradores españoles de bienes y servicios en ciertos componentes y serviciosque el suministrador principal seleccionado incorporaría en sus programas en todo elmundo. Esta alternativa podría constituir un valor añadido superior al del tradicionalenfoque autárquico de programas anteriores.

Pero, más allá de posibles ventajas derivadas de la estandarización de la tecnología nu-clear a utilizar, hay que contemplar la estructura empresarial de un plan como el quese analiza en el informe, que conlleva, en el contexto de la economía española, diferen-tes iniciativas empresariales y, por tanto, centros diferentes a la hora de tomar decisio-nes en cuanto a la tecnología a emplear, que pueden incorporar múltiples variables de-cisorias, más allá de los posibles beneficios de la estandarización para el programa ensu conjunto o para las diferentes actuaciones de un grupo inversor concreto.

A la vista de estas consideraciones, se puede concluir que la decisión de la tecnologíade diseño, estandarización versus diversificación, a seguir en un programa de construc-ción de nuevas centrales nucleares puede influir de forma sustancial en los costes. Noobstante, dado que en el caso de la no estandarización es difícil, a priori, anticipar quétecnologías se desarrollarían, y que sería también complejo cuantificar los costes delas distintas tecnologías, la hipótesis contempla un cierto grado de estandarizacióndel programa de construcción de las centrales nucleares.

2.2. Construcción de los 11 (7) grupos nucleares

• Se considera, a efectos puramente analíticos, que el año de inicio del programa deconstrucción aquí estudiado sería el 2009. Obviamente, como se comentará másadelante, las variables que determinen esa fecha van mucho más allá de las conside-raciones analíticas que aquí se tienen en cuenta, pero, no obstante, la fecha de inicioes puramente una referencia para llevar a cabo las estimaciones del informe y no al-teraría sustancialmente sus resultados la consideración de fechas posteriores, másallá de las actualizaciones pertinentes para los valores monetarios utilizados y esti-mados. Lo mismo cabría apuntar sobre la fecha de finalización del programa; se haconsiderado como fecha de referencia el año 2030, fundamentalmente porque es elhorizonte en el que se están fijando las estimaciones de demanda de energía futurapor parte de la mayoría de las instituciones tanto nacionales como internacionalesdedicadas a estos menesteres.

3 “Estandarización versus diversificación: la estandarización tiene ventajas tales como el know-how que seacumula, pero tiene la desventaja de que estás en manos de un único suministrador. Hablar de estandariza-ción en este entorno globalizado no tiene, necesariamente, mucho sentido económico” (SOCOIN). Algunosexpertos apuntan a la posibilidad de desarrollar un cierto grado de estandarización a partir de dos o mástecnologías básicas diferentes. Se trataría de estandarizar ciertas partes (o procesos) en los que, incluso, po-drían propiciar desarrollos tecnológicos nacionales; es decir, generar soluciones comunes transversales atecnologías base diferentes, según niveles. Es una opción interesante que, no obstante, habrá de contar conlos problemas de licenciamiento que se deriven de los contratos correspondientes con los suministradoresbásicos y con el nivel de desarrollo y acumulación de know-how de las empresas tecnológicas locales.

22

• La fase de autorización y permisos será de 3 a 4 años para los dos primeros grupos yde 2 a 3 para los demás. Se supone que en la puesta en marcha del programa, estafase requerirá más tiempo que en períodos posteriores, en la medida en que se iráacumulando experiencia, sobre todo, en el licenciamiento por parte de los regulado-res nacionales y en otros aspectos del proceso de autorización. Se entiende, no obs-tante, que siguiendo las tendencias que se marcan en los países en los que actual-mente se están llevando a cabo procesos de licenciamiento, este será en un soloacto (obra y operación) lo que a la larga contribuirá a reducir el período total deconstrucción para la puesta en funcionamiento.

• La fase de construcción se prolonga 6-7 años para el primer y segundo grupo, y parael resto, 5 años. Se suponen economías de experiencia a partir del tercer grupo locual reduce en 12 meses el período de construcción del tercer y sucesivos grupos.

• En consecuencia, se ha considerado que el período total de puesta en funcionamien-to (permisos y construcción) de un grupo nuclear sería de unos 10 años para el pri-mer y segundo grupo, y de 8 años para el tercero y sucesivos.

• Asimismo, la hipótesis contempla la construcción simultánea como máximo de 4grupos nucleares4. En este sentido, se tienen en cuenta las limitaciones y cuellos debotella que impedirían la construcción simultánea de más grupos nucleares. Algunosde los cuellos de botella identificados se refieren a la certificación de los diseños, alsuministro de componentes, construcción de elementos singulares de la central talescomo las forjas, la preparación de recursos humanos cualificados, etc.

• Empiezan los trámites para solicitar el primer grupo nuclear en 2009.

• El primer grupo nuclear que entra en funcionamiento lo hace en 2019 o 2020, segúnlas distintas hipótesis contempladas. La construcción finalizaría, por tanto, a lo largode los años 2018 o 2019, respectivamente.



4 Se considera que sí es viable la construcción de 4 grupos a la vez (TECNATOM). Algunos analistas señalanla posibilidad de abordar el proceso de construcción de centrales de modo continuo, teniendo en cuentaque aunque coincidieran más de cuatro centrales en construcción, no coincidirían en las mismas fases, si-tuación esta que sí podría generar problemas de suministro tanto de algunos materiales como de deter-minados profesionales. Esta cuestión, no obstante, no es esencial para la hipótesis que aquí se desarrolla;una u otra forma de ordenar el hipotético proceso de construcción de centrales podría valer a los efectosdel análisis que aquí se persigue. Se ha optado por la opción señalada en el texto, en la idea de reducir elnúmero de centrales concurrentes en el proceso de construcción en cada momento del tiempo, enten-diendo que alivia la carga sobre el conjunto de la industria que participa en la misma.

23


• Años en que entran en funcionamiento los nuevos grupos nucleares:

A) Hipótesis de construcción de 11 grupos de 1.000 MW cada grupo:

Tabla 2Años de entrada en funcionamiento de nuevos grupos de 1.000 MW

2019

Número de grupos 2

2.000

2020 2025 2030 Total

2

2.000

4

4.000

3

3.000

11

11.000Potencia incorporada al sistema (MW)


B) Hipótesis de construcción de 7 grupos de 1.500-1.600 MW cada grupo:

Tabla 3Años de entrada en funcionamiento de nuevos grupos de 1.500-1.600 MW

2020

Número de grupos 1

1.500

2021 2026 2027 2030

2

3.100

1

1.600

2

3.200

1

1.600

Total

7

11.000Potencia incorporada al sistema (MW)


2.3. Las centrales nucleares actualmente en funcionamiento

En el momento actual están funcionando en España 6 centrales nucleares con 8 gru-pos operativos. De aplicarse los criterios de operación que se han venido mantenien-do, el cierre de estos grupos se produciría a los cuarenta años de su inicio de opera-ciones. No obstante, en varios países con instalaciones nucleares de generación deelectricidad se va extendiendo el criterio de alargar la operación de los grupos hastasesenta años, lo que sin duda tendrá una repercusión importante en la rentabilidadeconómica de las centrales y el coste final del kWh generado con esta tecnología.

Aquí se ha considerado, a efectos de las estimaciones que se desarrollan en el infor-me, este período operativo, es decir se considera un plazo de operación para cada gru-po de sesenta años, lo que significaría que seguirían operando las actualmente exis-tentes durante el período de vigencia del proyecto aquí analizado.

24

Tabla 4Hipótesis de operación de las centrales



Centrales actualesAño

entradaen operación

Sta. María de Garoña 1971

Plazovalidezactual

Plazovalidez

+ 20 años

Hipótesisde operaciónde 60 años

Potencia(MW)

05/07/2009 05/07/2029 2031 466,0

Almaraz I 1981 08/06/2010 08/06/2030 2041 977,0

Almaraz II 1983 08/06/2010 08/06/2030 2043 980,0

Ascó I 1984 01/10/2011 01/10/2031 2044 1.032,5

Ascó II 1986 01/10/2011 01/10/2031 2046 1.027,2

Cofrentes 1985 19/03/2011 19/03/2031 2045 1.092,0

Vandellós II 1988 16/11/2010 16/11/2030 2048 1.087,1

Trillo 1988 16/11/2014 16/11/2034 2048 1.066,0

TOTAL 7.727,8


• En cuanto a los emplazamientos, se supone que se instalan los nuevos grupos en losmismos emplazamientos donde están instaladas actualmente las centrales nuclearesen funcionamiento. Ello se entiende que facilitaría el desarrollo del programa, evi-tando los problemas derivados de nuevos emplazamientos, entendiendo que no ten-dría por qué añadir dificultades adicionales a los problemas de red. Obviamente,bajo esta premisa, la alternativa B, en cuanto a tipo de centrales a construir, se ade-cuaría mejor.

• Años en que entrarían en funcionamiento los nuevos grupos nucleares:

25


Tabl

a 5

Secu

enci

a te

mpo

ral d

e pu

esta

en

mar

cha

de la

hip

ótes

is

ALT

ERN

ATIV

A A

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

1∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆

2∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆

3∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆

4∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆

5∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆

6∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆

7∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆

8∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆

9∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆

10∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆

11∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆

Gru

pos

de 1

.000

MW

2.000

2.000

4.000

3.000

ALT

ERN

ATIV

A B

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

∆∆∆

Gru

pos

de 1

.500

-1.6

00 M

W1.5

003.1

001.6

003.2

001.6

00

11.00

0

11.00

0

∆∆∆

Fase

de

perm

isos

.∆∆∆

Fase

de

cons

truc

ción

.

Hip

óte

sis

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raba

jo:c

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truc

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ient

o 1

1.00

0 M

W d

e po

tenc

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e en

ergí

a nu

clea

r

26



Tabla 6Secuencia temporal de potencia nuclear instalada

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Potencia instalada nuclear(ALTERNATIVA A)

7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 9.727,8

Nuevos grupos 2

Potencia instalada nuclear(ALTERNATIVA B)

7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8 7.727,8

Nuevos grupos

PREVISIONES UE 7.647 7.647 7.647 7.647 7.647 7.647 7.181 7.181 7.181 7.181 7.181

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Potencia instalada nuclear(ALTERNATIVA A)

11.727,8 11.727,8 11.727,8 11.727,8 11.727,8 15.727,8 15.727,8 15.727,8 15.727,8 15.727,8 18.727,8

Nuevos grupos 2 4 3

Potencia instalada nuclear(ALTERNATIVA B)

9.227,8 12.427,8 12.427,8 12.427,8 12.427,8 12.427,8 14.027,8 17.227,8 17.227,8 17.227,8 18.827,8

Nuevos grupos 1 2 1 2 1

PREVISIONES UE 9.844 9.844 9.844 9.844 9.844 8.943 8.943 8.943 8.943 8.943 10.782


(continuación)

27


3. ESCENARIOS DE LA HIPÓTESIS

3.1. Escenarios de demanda

Se contrasta la hipótesis del equipo investigador con los escenarios que plantea laUnión Europea para España en el documento de la Dirección General de Energía yTransportes (DGTREN): European Energy and Transport. Trends to 2030-update 2005.

Años

Potencia instalada nuclear (MW)

Hipótesis equipo A(1)

Hipótesis equipo B(2)

Previsiones UE(3)

Diferencia A(1)-(3)

Diferencia B(2)-(3)

2009 7.728,8 7.728,8 7.647,0 81,8 81,8

2010 7.728,8 7.728,8 7.648,0 80,8 80,8

2011 7.728,8 7.728,8 7.649,0 79,8 79,8

2012 7.728,8 7.728,8 7.650,0 78,8 78,8

2013 7.728,8 7.728,8 7.651,0 77,8 77,8

2014 7.728,8 7.728,8 7.652,0 76,8 76,8

2015 7.728,8 7.728,8 7.181,0 547,8 547,8

2016 7.728,8 7.728,8 7.181,0 547,8 547,8

2017 7.728,8 7.728,8 7.181,0 547,8 547,8

2018 7.728,8 7.728,8 7.181,0 547,8 547,8

2019 9.727,8 7.728,8 7.181,0 2.546,8 547,8

2020 11.728,8 9.228,8 9.844,0 1.884,8 –615,2

2021 11.728,8 12.328,8 9.844,0 1.884,8 2.484,8

2022 11.728,8 12.328,8 9.844,0 1.884,8 2.484,8

2023 11.728,8 12.328,8 9.844,0 1.884,8 2.484,8

2024 11.728,8 12.328,8 9.844,0 1.884,8 2.484,8

2025 15.728,8 12.328,8 8.943,0 6.785,8 3.385,8

2026 15.728,8 13.928,8 8.943,0 6.785,8 4.985,8

2027 15.728,8 17.128,8 8.943,0 6.785,8 8.185,8

2028 15.728,8 17.128,8 8.943,0 6.785,8 8.185,8

2029 15.728,8 17.128,8 8.943,0 6.785,8 8.185,8

2030 18.728,8 18.728,8 10.782,0 7.946,8 7.946,8

Tabla 7Diferencias de potencia instalada entre la hipótesis de la Unión Europea y la hipótesis del estudio

Fuente: DGTREN (2006) y elaboración propia.

3.2. Escenario 2015

Atendiendo a estos datos, en el año 2015 la hipótesis del equipo investigador planteauna potencia nuclear de 7.728 MW y la UE fija la potencia en 7.181 MW. La diferen-cia es de 547 MW más en la hipótesis del equipo investigador5.

La hipótesis del equipo investigador mantiene la misma potencia total nacional queestima la Unión Europea, de 96.268 MW, y ajusta la diferencia de esos 547 MW su-mando esa cantidad a la nuclear y restando esa misma potencia a la eólica, enten-diendo que resulta difícil de asumir un crecimiento tan amplio de esta fuente energé-tica para dicho año. Además, en el caso eólico los motivos de seguridad del sistemapueden justificar una reducción en su potencia6.

Tabla 8Escenarios de demanda eléctrica en 2015

28



5 Un eventual incremento de la interconexión España-Francia a valores de 5.000 MW o superiores afectaría,sin duda, a la potencia nuclear efectiva en la generación de energía consumida en territorio español, por loque habría de computarse a efectos de evaluar la importancia de esta fuente de energía en la demanda fi-nal del país.

6 El señalado estudio de UGT considera que las energías renovables contribuyen al mix de generación en lastres hipótesis citadas con 200 Twh y que una ocupación del territorio superior al 2-3% plantearía proble-mas de aceptación pública. Ello se añade a problemas de estabilidad de la red de alta tensión, dada la vo-latilidad de este tipo de generación de electricidad.

Capacidad de generación en España - Escenario 2015

Previsión UE (1)

MW %

Hipótesis EI (2)

MW %

(2)-(1)

MW

Nuclear 7.181 7,5 7.728 8,0 547

Hidro (excl. bombeo) 14.132 14,7 14.132 14,7 0

Eólica 22.429 23,3 21.882 22,7 –547

Solar 438 0,5 438 0,5 0

Térmica: 52.088 54,1 52.088 54,1

– Carbón 7.312 7,6 7.312 7,6 0

– Gas 37.725 39,2 37.725 39,2 0

– Fuel 4.142 4,3 4.142 4,3 0

– Biomasa 2.909 3,0 2.909 3,0 0

– Celdas de combustible 0 0,0 0 0,0 0

– Geotérmica 0 0,0 0 0,0 0

TOTAL 96.268 100,0 96.268 100,0 0

Fuente: elaboración propia a partir de DGTREN (2006).

29


3.3. Escenario 2030

Atendiendo a los datos de la tabla 7, en el año 2030 la hipótesis del equipo investiga-dor plantea una potencia nuclear de 18.728,8 MW y la UE fija la potencia en 10.782MW. La diferencia es de 7.946,8 MW más en la hipótesis del equipo investigador.

La hipótesis del equipo investigador mantiene la misma potencia total nacional queestima la UE de 120.788 MW, realizando los siguientes ajustes:

• La diferencia de 7.946,8 MW en la potencia nuclear, con respecto a lo que prevé laUE se ajusta restando esa cantidad a la tecnología eólica, de fuel y de gas en la si-guiente cantidad: 3.000 MW se reducen de la potencia eólica, que supone un des-censo del 2,8% sobre la previsión de la UE, 2.000 MW al fuel, un 36,2% por debajode las cifras UE, y 2.946,8 MW al gas, un 7,9% menos en relación a lo estimado porlos servicios de la Comisión Europea para el 20307.

Tabla 9Escenarios de demanda eléctrica en 2030

7 “El gas es una solución de transición que vino facilitada por el desarrollo de turbinas de gran potencia. En elfuturo se usará el gas en empleos donde se le dé más valor añadido: coches, usuarios domésticos, industria,etc. El gas habrá encontrado dentro de 15-20 años otros mercados donde sea más valioso y para la electrici-dad resultará más caro quemarlo. Entonces habrá hueco para otras energías: renovables y nuclear” (UNESA).

Capacidad de generación en España - Escenario 2030

Previsión UE (1)

MW %

Hipótesis EI (2)

MW %

(2)-(1)

MW

Nuclear 10.782,0 8,9 18.728,8 15,5 7.946,8

Hidro (excl. bombeo) 14.409,0 11,9 14.409,0 11,9 0,0

Eólica 35.912,0 29,7 32.912,0 27,2 –3.000,0

Solar 2.451,0 2,0 2.451,0 2,0 0,0

Térmica: 57.234,0 47,4 52.287,2 43,3 –4.946,8

– Carbón 6.855,0 5,7 6.855,0 5,7 0,0

– Gas 37.047,0 30,7 34.100,2 28,2 –2.946,8

– Fuel 5.522,0 4,6 3.522,0 2,9 –2.000,0

– Biomasa 7.810,0 6,5 7.810,0 6,5 0,0

– Celdas de combustible 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

– Geotérmica 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0

TOTAL 120.788,0 100,0 120.788,0 100,0 0,0


En el caso eólico, motivos de seguridad del sistema pueden justificar una reducción ensu potencia; y en el caso del gas, porque el aumento de la potencia contribuye tam-bién a aumentar la dependencia de fuentes de energía externas. Cabe la posibilidad,por tanto, de considerar que pueden existir algunos límites del sistema (i.e. límite dela relación de cortocircuito en los nodos de la red de alta tensión) en cuanto a poderacomodar generadores eólicos, así como en materia de estabilidad y potencia reacti-va. Por ello, al margen del debate sobre las primas que sufragan este tipo de energía ysu repercusión en el coste final, la previsión de potencia eólica que contempla el esce-nario de la DGTREN puede ser técnicamente excesiva.

4. REFLEXIONES SOBRE ESCENARIOS PARA LA APLICACIÓN DE LA HIPÓTESIS DE PARTIDA

La definición de la hipótesis anterior tiene en cuenta una serie de consideracionesacerca de los diferentes escenarios en los que se ha de mover el proyecto de construc-ción de centrales expuesto. Escenarios que condicionarán, en un sentido u otro, expan-sivo o contractivo, a favor o en contra, impulsando o ralentizando, el desarrollo del pro-grama y, en particular, los efectos sobre la economía española. De la recogida deinformación llevada a cabo por el equipo de trabajo, a través de diferentes fuentes do-cumentales, se pueden deducir algunas reflexiones acerca de los elementos esencialesque pueden concurrir, en cada escenario identificado, a la mayor o menor dinamizacióndel proyecto y a la incidencia de su desarrollo sobre la evolución de la economía espa-ñola en diferentes planos (crecimiento, empleo, innovación tecnológica, etc.).

4.1. Escenarios político-institucionales

El primer escenario a tener en cuenta, en orden cronológico, consiste en considerarque tras las elecciones de 2008 desaparezcan las barreras institucionales de todo or-den que sostienen el parón nuclear, lo que permitirá diseñar y poner en marcha unproceso de construcción de centrales nucleares sin restricciones de este tipo, que vayadefiniendo, con un soporte político y normativo transparente, los diferentes escena-rios tecnológicos, financieros y energéticos que abran el camino a la construcción decentrales nucleares en el horizonte programático del año 2030. Si no se produce estecambio institucional, obviamente, el desarrollo de esta hipótesis, sobre el que se refle-xiona a continuación, estará gravemente limitado.

Remover obstáculos político-institucionales y cambiar (rediseñar) un nuevo marco re-gulatorio para el sector eléctrico en general y para la producción con combustible nu-clear, en particular, constituye, por tanto, el primer paso para la activación de la hipó-tesis energética sobre la que aquí se trabaja.

La declaración de apertura de un programa nuclear ha de ser explícita, por parte de laautoridad política, pero también con el acuerdo del principal partido de la oposición yla aquiescencia o, al menos, la no beligerancia del resto. Esto otorgaría a tal decisiónla suficiente credibilidad a largo plazo como para incentivar a los inversores que hande estar detrás de tal programa. Se trata, en definitiva, de que los agentes que van a

30



Los sujetos políticostienen que asumir la necesidad deldesarrollo de la energíanuclear, otorgandocarácter estratégico,como política de Estado,tanto a la seguridad de suministro eléctricocomo al combate contrael cambio climático y,en particular, contra las emisiones de gases de efecto invernadero en la producción de energía eléctrica.

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intervenir en el proceso tengan despejadas las incertidumbres de todo orden, que hoypor hoy proliferan en el panorama de la producción energética con tecnología de fi-sión nuclear.

Esto significa que los sujetos políticos asuman la necesidad del desarrollo de la ener-gía nuclear, otorgando carácter estratégico, como política de Estado, tanto a la seguri-dad de suministro eléctrico como al combate contra el cambio climático y, en parti-cular, contra las emisiones de gases de efecto invernadero en la producción de energíaeléctrica. A partir de aquí se abriría paso a políticas de I+D orientadas tanto a nuevosdesarrollos aplicables a la tecnología nuclear como a estudios de captura y secuestrode CO2 para el carbón nacional.

Sin duda, este paso previo requerirá de modificaciones en las opiniones ciudadanasque, en proporciones aún elevadas, se muestran contrarias a la expansión de la ener-gía nuclear, bloqueando así la decisión política. El escenario internacional, en un con-texto de creciente dependencia energética y de avance del cambio climático, puedeactuar a favor del desbloqueo de esas actitudes ciudadanas en España8.

8 A este respecto el World Energy Council, señala que el éxito futuro de la energía nuclear en el mercado eléc-trico depende de las siguientes condiciones:• Estabilidad, consistencia y predectibilidad de las reglas de mercado que asegure al inversor un ambiente

amigable.• Independencia y transparencia en la regulación de seguridad.• Acuerdo sobre una opción técnica común, económicamente eficiente y un marco técnicamente posible

para los residuos.• Un proceso simple y rápido para la construcción y las operaciones de licenciamiento.• Estandarización y economías de escala en la producción de reactores.• Apoyo a la I+D en materia nuclear, en particular para las tecnologías de la generación 4. Esto asegura una

generación sostenible de electricidad en un contexto de elevación de los precios del uranio y electricidadpara productos tales como hidrógeno, hidrocarburos y fuels sintéticos y procesos térmicos a altas tempera-turas para otras aplicaciones industriales.

• Implicación activa de los accionistas en la consulta y el proceso de implementación.• Distribución equitativa de los riesgos y los retornos entre todos los involucrados (World Energy Council:

The role of Nuclear Power in Europe, may, 2006).

4.2. Escenario internacional

Resulta difícil concebir una reactivación de los programas nucleares en España sin unpaso previo de puesta en marcha de proyectos nucleares en el mundo occidental, par-ticularmente en Estados Unidos, pero también en Europa occidental9. En estos mo-mentos hay proyectos en marcha en diferentes lugares del mundo, aunque en el entor-no de mayor influencia política y económica de España los proyectos nucleares estánsujetos a situaciones o bien de moratoria o bien parados, con escasas excepciones10.

A medida que esta situación internacional se vaya modificando (ya hay proyectos enmarcha en Estados Unidos y en varios países europeos, y en dos en concreto, Finlan-dia y Francia, centrales en construcción) y avance la materialización de proyectos deconstrucción de centrales, las resistencias internas se irán diluyendo. Los efectos enmateria de seguridad en los suministros, ambientales y, susceptiblemente, de preciosde la energía, de los proyectos que se desarrollen en nuestro entorno económico ytecnológico más inmediato (la Unión Europea y Estados Unidos) actuarán como cajade resonancia a favor de la expansión de la energía nuclear.

Los efectos de la reactivación de programas nucleares en nuestro entorno inmediatopueden ir más allá de la visualización en diferido o indirecta; se podrán apreciar efec-tos directos en tanto la industria nuclear española (y auxiliar), parte de ella bien posi-cionada en el escenario internacional, tome parte de esa reactivación11.

Este conjunto de elementos derivados de una reactivación internacional de la cons-trucción de programas nucleares en los países occidentales aportaría elementos sin-gulares para el desbloqueo de la situación institucional, al suministrar argumentos deorden económico, tecnológico y de seguridad a los poderes públicos.

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9 En lo que a España atañe, el intenso desarrollo de la energía nuclear en países más lejanos para nuestro re-ferente cultural (económico o político), como puede ser el caso de Corea, tendrán, necesariamente, menosimpacto que lo que ocurra en los países de nuestro entorno, no solo geográfico, sino también cultural (des-de Finlandia a Estados Unidos, pasando por Francia o Alemania), en cuanto a los elementos subjetivos (opi-nión pública) se refiere.

10 El mundo se mueve (en materia nuclear): en Estados Unidos se ralentiza un poco el tema, de manera que sieste año no se toma una decisión, el año que viene hay elecciones, aunque allí no hay tantas dificultadesentre partidos. El problema es que en 2005 dieron beneficios a los primeros 6.000 MW nucleares y todavíano saben cómo hacerlo (lo de los beneficios). Esto afecta a los Estados sin regulación de electricidad, en losotros hay menos problemas, en todo el sur es donde se van a hacer las centrales. Hacen las inversionespoco a poco. En los Estados regulados hacen 3.000 MW y recuperan costes vía tarifa. Ahora hablan de 2015(1 central), luego se ha retrasado desde 2010. En Inglaterra la opinión pública ya está hecha. Solo tienenque cambiar las centrales, que son de hace 50 años. En Sudáfrica quieren 4.000 MW para 2010-15. En Eu-ropa, Alemania y Francia ahora no les hace falta, de hecho, les han vendido un prototipo a los finlandeses ydebieran hacer uno dentro de casa. En los países nórdicos, en Suecia se hizo un referéndum en 1980 paraque se cerraran las centrales en 2010, se han cerrado 2 pero han aumentado la potencia en las demás. Fin-landia va adelante aunque no sean representativos. Lo mismo que Suiza: ha salido en un referéndum quepara 2010 empiezan. En Asia, Corea del Sur sigue haciendo reactores. En China, han encargado 4 reactores aWESTINGHOUSE. Hablan de 30 reactores para 2030. TOSHIBA ha comprado WESTINGHOUSE porque Asiaaumenta (hay mercado) (WESTINGHOUSE).

11 Si Westinghouse y General Electric ven una señal clara vendrán a España y contratarán con las empresasespañolas (SERCOBE).

33


Cabe, no obstante, esperar algunos posibles estrangulamientos de suministros en al-gún componente, de especiales características con situaciones de oferta limitada o in-cluso crítica, si se reactiva de forma intensa la construcción de centrales en el escena-rio de los países desarrollados. En las diferentes entrevistas realizadas con expertos delsector ha aparecido en esta categoría, de forma destacada, el suministro de la vasijadel reactor, con pocos oferentes a escala mundial y dificultades tecnológicas y empre-sariales para aumentar la nómina de productores en un plazo medio de tiempo12.

4.3. Escenarios de oferta productiva y costes

De igual modo, las dificultades de suministro que devienen del uso de combustiblesderivados del petróleo constituyen un argumento a favor de la definición de un mixproductivo más diversificado que el que se mantiene en la actualidad. Es en esta pers-pectiva en la que cabe apuntar hacia un horizonte productivo de electricidad de ter-cios, donde la generación nuclear ocupe en torno a un tercio de la producción deenergía eléctrica en el mercado español.

12 No obstante, otras opiniones en el sector de los equipos nucleares matizan lo anterior señalando que cons-tructores de vasijas puede haber muchos. Se señala que puede haber suficientes suministradores de grandesforjas, tanto para la vasija como para los generadores de vapor. Tal tipo de afirmación considera que: a) la de-manda de forjas viene fundamentalmente del mundo de la petroquímica, la cual puede variar; la demanda nu-clear es una parte pequeña. b) Puede ser que lo que parece demanda actual sea virtual, en tanto que hayabundancia de reservas de slots para producir forjas, pero que pueden provenir de los mismos proyectos origi-nados por pocos posibles demandantes que tratan de anticiparse a hipotéticas escaseces futuras. c) Hay gran-des forjas en el mundo que no se están usando para producir forjas nucleares debido a no poseer las cualifica-ciones necesarias, dado que hasta el momento no han sido necesarias. d) Se están instalando en el mundonuevas grandes instalaciones para fabricar forjas, por ejemplo Shanghai Boilers Works y otras más en China.

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Reflexionando en esta perspectiva cabe interrogarse si en el horizonte temporal en elque se mueve esta hipótesis existe “hueco” para producir, dado que en el momento ac-tual está definido un plan de inversiones que, obviamente, las empresas implicadas de-sean y necesitan rentabilizar13. Algunos analistas del mercado señalan que las inversio-nes en el sector estarán comprometidas, en poco tiempo, en cuantía suficiente paraabordar la demanda del año 2016 o incluso más allá. Por ello el retraso en el desblo-queo a la situación actual, en materia de uso de expansión de la tecnología nuclear,puede dificultar la toma de decisiones de inversión en centrales de este tipo. La hipóte-sis que aquí se baraja no contempla entrar a producir antes del año 2019, tras un lapsode tiempo en el cual se habrían clarificado los escenarios futuros para la energía nucle-ar y, con tiempo suficiente para alterar decisiones inversoras con otras fuentes energé-ticas, con criterios de rentabilidad de por medio. El ciclo inversor de otras fuentes deproducción es más reducido que el nuclear, lo que permitiría a las entidades inversorasmodificar planes, antes de comprometer inversiones en otras fuentes, en tanto el en-torno internacional definiera situaciones competitivas para la electricidad nuclear.

En este sentido, en el de la hipotética clarificación y rentabilidad financiera en torno ala energía nuclear, se puede señalar que hay hueco para producir. La existencia de unplan de inversión hasta el año 2015 no debiera constituir un gran problema ya quepara la potencia que entre en servicio en el horizonte de este plan las inversiones sedeberían aprovisionar no más tarde del curso 2012-2013. De acuerdo con la hipótesisque se analiza la inversión significativa para la potencia nuclear que entrase en servi-cio en el año 2020 (primeras unidades) ocurriría tras obtener los permisos oportunos,es decir no antes del año 2014. La conclusión es que una señal política clara queabriera la puerta a inversiones en nuevas centrales nucleares debería tomarse comoparte de un nuevo plan que abarcase de 2015 en adelante.

En este contexto, la restricción ambiental jugará un papel determinante en el posiblecambio de escenario, sobre el mix eléctrico. A medida que el desarrollo del protocolode Kioto avance hacia niveles de tolerancia menores para las emisiones de gases deefecto invernadero, la presión contra el consumo de carburantes fósiles se hará mayory se abrirá un espacio más amplio para el desarrollo de otras fuentes energéticas nocontaminantes. Es ahí donde se establece la hipótesis de que la producción nuclearincrementará su aportación al nuevo mix eléctrico.

También la evolución de los precios de los combustibles fósiles actuará en esa mismadirección. Dado el escaso peso relativo de la materia prima (mineral de uranio) en laestructura de costes de la industria eléctrica nuclear, esta forma de producción estarámucho menos sometida a los avatares de la volatilidad de los precios de las materias

13 “Hay una potenciación muy fuerte de los ciclos combinados y de las energías renovables de aquí a 2016. En laEstrategia Española para el Cambio Climático y Energía Limpia 2012 se propone el 37% de energías renovables,mientras UNESA cree un 30-33%. Es decir, entran otras tecnologías, por lo que no ven huecos claros para re-llenar antes del 2020-2022” (UNESA).Y además, “el gas habrá encontrado dentro de 15-20 años otros merca-dos donde sea más valioso y para la electricidad resultará más caro quemarlo. Entonces habrá hueco paraotras energías: renovables y nuclear” (UNIÓN FENOSA).


Con todas estas consideraciones el horizonte productivo que se propone significa, talcomo se indica en las hipótesis iniciales de este Informe, alcanzar, aproximadamente,un 33% de la generación de energía eléctrica en España con producción de centralesnucleares. Tal cifra no parece exagerada a tenor de nuestra estructura productiva ac-tual y teniendo en consideración los parámetros más habituales en varios de los paí-ses desarrollados de nuestro entorno (véanse las tablas 12 y 13), que giran en porcen-tajes superiores al 30% para la generación eléctrica con tecnología nuclear.

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primas, en contraste con lo que ocurre con la producción en térmicas de fuel o en ci-clos combinados14. El precio de los carburantes habrá de tener, también, un papel rele-vante en la definición futura del mix eléctrico.

Y en última instancia, en un horizonte donde se está primando e impulsando la pre-sencia de determinadas formas de energía no contaminante (sobre todo pensando enKioto) es preciso considerar, simultáneamente, la estabilidad de la red, dotando al sis-tema de una parte de la potencia de base que no esté sujeta a incertidumbres pro-ductivas, para la cual la potencia nuclear puede ser un buen instrumento de produc-ción que se complementa con otras formas no contaminantes de generación deelectricidad.

Tabla 11Hipótesis del mix de producción de energía eléctrica en el horizonte 2030



14 Adicionalmente es preciso tener en cuenta que la sensibilidad a eventuales aumentos drásticos del precio deluranio natural es baja. Por ejemplo si el precio del uranio natural aumentase otro 50% sobre los valores actua-les de 75 $/lb. de U3O8 su impacto sobre el coste de generación sería del orden de un 4-4,5%.

MW

Nuclear 18.729

Disponibilidad Horas GWh% por

tecnologías

0,95 8.000 142.339 32,9

Eólica 32.912 0,95 2.000 62.533 14,4

Hidro 14.409 0,95 1.635 22.381 5,2

Solar 2.451 0,90 2.000 4.412 1,0

Gas (CCGT) 34.100 0,90 5.000 153.451 35,4

Biomasa 7.810 0,90 1.000 7.029 1,6

Fuel - turbina de gas 3.522 0,85 2.000 5.987 1,4

Carbón 6.855 0,90 5.700 35.166 8,1

TOTAL 120.788 433.298 100,0

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4.4. Escenarios temporales

Teniendo en cuenta las consideraciones anteriores, se ha diseñado el escenario tem-poral para el desarrollo efectivo de la hipótesis, de tal modo que el primer grupo noentraría en operación antes del año 2019 o 2020, según la alternativa elegida, A o B.En las tablas 5 y 6 se expone la secuencia temporal sobre la que discurriría la hipóte-sis sobre la que se trabaja en este Informe.

4.5. Escenarios espaciales

La hipótesis sobre la que se trabaja contempla, sobre el emplazamiento de los nue-vos grupos, la utilización de los que ya están licenciados, bien como capacidad adi-cional, bien reemplazando unidades que hubiesen acabado su operación. De actuarasí y combinando lo expuesto con el margen de potencia unitaria de los nuevos dise-ños (1.000-1.600 MWe) no parece que este aspecto fuese a resultar una limitaciónsignificativa. Más bien, de poder concretar la hipótesis en emplazamientos existen-tes, se obtendrían ahorros significativos tanto en aspectos relativos al licenciamientoprevio como costes derivados de la presión social emergente en posibles nuevos em-plazamientos15.

La acumulación de grupos en un emplazamiento ya existente podría plantear proble-mas de distribución, pero tal restricción no deja de estar presente en cualquier esce-nario productivo que haga frente al incremento esperado de la demanda estimadopara 2030. Hay pues que abordar las demandas de nuevas infraestructuras de redesque se irán generando a medida que aumente la potencia instalada, a requerimientosdel ascenso de la demanda, independientemente de cómo se configure el mix de ge-neración. Obviamente, las características y diseño de las nuevas infraestructuras sítendrán relación con la estructura específica del mix de generación.

4.6. Escenarios tecnológicos

Las incertidumbres más significativas, tras la hipotética finalización del parón institu-cional, se sitúan en el escenario tecnológico. Escenario fuertemente condicionado, asu vez, por la evolución de la industria nuclear en la esfera internacional, tal como seha comentado. En la medida en que se dinamice la actividad de construcción de cen-trales nucleares en nuestro entorno inmediato (Estados Unidos y UE), se pondrían enmarcha procesos que, más allá de posibles estrangulamientos temporales, ya aludidosanteriormente, sin duda contribuirían a reducir las restricciones tecnológicas a las quese puede enfrentar un proyecto como el que se dibuja en esta hipótesis.

15 Es realista pensar que las nuevas centrales irían donde ya están las que operan ahora, pero los emplaza-mientos no dan para mucho más: en algunos hay problemas de refrigeración, y en otros problemas deespacio. Hay espacio para 6 o 7 unidades (1.500 MW) pero no hay para mucho más. Con los 11.000 MWse agotarían los posibles emplazamientos (IBERDROLA). Cabe recordar, no obstante, cómo en otros paí-ses, tales como Francia, Canadá, Ucrania y Corea hay emplazamientos con hasta 6 reactores.

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Por un lado se incrementaría el know-how internacional sobre diferentes aspectos dela gestión y aplicación de la tecnología nuclear de tercera o de tercera plus generaciónen el entorno de economías y sociedades avanzadas (para la tecnología de cuarta ge-neración habría que esperar a tomar decisiones entre 2015 y 2020, momento en queotros países más desarrollados o grandes habrían instalado ya centrales de ese tipo).Aspecto este que contribuirá, por un lado, a reducir de forma significativa tanto los pe-ríodos como las dificultades de diverso orden del licenciamiento de la construcción decentrales en España, tras la experiencia previa de otros países desarrollados. De otrolado, la puesta en marcha de proyectos en otros países facilitaría el incremento delknow-how de las empresas, principalmente auxiliares, españolas que ya están operan-do en el sector en los mercados internacionales16. La presencia de empresas españolasen el negocio nuclear en países avanzados constituye, sin duda, un avance importantepara la aplicación de las tecnologías nucleares en territorio español. Al tiempo que sen-taría las bases para una mayor concentración de valor añadido en territorio españolderivado de un programa de construcción de centrales nucleares como el que aquí seanaliza. Se analizan, pues, las posibles restricciones en el orden tecnológico, en las dis-tintas fases del proceso de construcción de grupos nucleares, a las que habríamos deenfrentarnos, desde una perspectiva española y pensando en la generación del mayorvalor añadido posible en territorio nacional y, por ende, de empleo.

• 1ª Fase. Preparación: estudios de viabilidad, licenciamiento, estudios ambientales, etc.

Probablemente, en esta fase el avance en otros países de nuestro entorno de progra-mas de construcción nuclear facilitará la labor en nuestro país, dado que cuando seiniciaran estos procedimientos en España ya contaríamos con un conocimiento acu-mulado y aplicado en otros países, de tal modo que nos legaría una cierta estandari-zación de procesos de licenciamientos que, con las necesarias adaptaciones al con-texto específico de construcción, ahorrarán tiempo y recursos. Adicionalmentepueden encontrar técnicas de licenciamiento más efectivas que incorporen obra yoperación simultáneamente, lo que en el conjunto del proceso aumentará el ahorrode tiempo.

• 2ª Fase. Diseño y suministro de equipos

No cabe esperar problemas significativos en esta fase inicial del proceso de construc-ción de las centrales nucleares, dado que son los suministradores principales quienesaportan el diseño y el suministro de equipos. En todo caso cabría esperar, en los mo-mentos iniciales, alguna escasez de mano de obra cualificada para la adaptación delos diseños a los emplazamientos y características específicas de cada proyecto.

En algunos equipos esenciales, como se ha señalado anteriormente, se podrían produ-cir estrangulamientos en los suministros; sería el caso de vasijas, presionadores, etc.Aunque ENSA dispone de la capacidad para adaptarse en un plazo de 4-5 años a unprograma de hasta 4 proyectos solapados en el tiempo, sin embargo, el acopio de



La presencia de empresasespañolas en el negocionuclear en paísesavanzados constituye,sin duda, un avanceimportante para la aplicación de las tecnologíasnucleares en territorioespañol.

16 Si hubiera una señal política en 4-5 años (las empresas españolas del sector nuclear) podrían estar otravez en el mercado, ahora están en el mercado internacional o en otros sectores (SERCOBE).

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grandes forjas para virolas y tapas podría limitar el programa17. Actualmente solo Ja-pan STEEL WORKS (JSW) dispone de la capacidad y calificación requeridas para di-chas forjas. Si la reactivación internacional lo justificara probablemente se desarrolla-rían capacidades adicionales (MHI-KOBE, AREVA-SFARSTELL-CREUSOT FORGE,DUSAN, AREVA-BWXT, MOUNT VERNON) de forma que se resolviese el cuello debotella actual, que se acentuaría en el momento inicial de la reactivación.

Lo más limitante se refiere al turbogenerador (T-G) y a las forjas para sus rotores.Además de lo expuesto hay que añadir que tan solo ALSTOM, HITACHI y SIEMENSdisponen hoy en día de capacidad probada para producir turbogeneradores en el ran-go de 1.350 a 1.600 MW netos. GENERAL ELECTRIC tiene planes firmes de desarrollara corto plazo un T-G de 1.500-1.700 MW. Es un tema a seguir atentamente. Españaha perdido las capacidades que le permitían fabricar más del 60% de estos equipos.Además si no se desarrollaran capacidades adicionales a las actuales, equipos comograndes bombas, tuberías y válvulas de presión de calidad nuclear probablemente se-rían limitantes a la hora de establecer programas de construcción.

• 3ª Fase. Obra civil18

Aunque las empresas españolas han perdido la práctica de construcción de centralesnucleares, en particular en temas de construcción modular, no parece que las empre-sas españolas, debido a su tamaño y calificación técnica, debieran tener dificultadesespeciales en adaptar sus conocimientos y capacidades a esta faceta de la construc-ción de obra civil19. Obviamente, el diseño básico sería responsabilidad del suministra-dor principal.

Es más, desde el punto de vista del sector la puesta en marcha de un programa de es-tas características constituiría una oportunidad significativa, teniendo en cuenta queesta industria puede ver moderada su demanda ante el enfriamiento de la construc-ción de viviendas que se anuncia en un futuro no muy lejano.

17 “En cuanto al programa de construcción de centrales en España, considera que el primer cuello de bote-lla serían las forjas y, además, no tiene sentido construirlas en España. Actualmente solo hay un fabrican-te de forjas (JAPAN STEEL WORKS), y los plazos de entrega son de 5 años, hay un cuello de botella. In-cluso existe un mercado secundario de venta de reservas programadas ‘slots’ de fabricación. ¿Por qué nohay más fabricantes de forjas?: 1) porque el negocio no da para tanto, 2) es complicada la fabricación, 3)hay mucha incertidumbre y el mercado se limita casi exclusivamente al sector nuclear” (AREVA).

18 “Se han perdido algunos aspectos de cualificación de las nucleares: alta calidad, estándares elevados deseguridad y supervisión, etc. Las constructoras tienen capacidad técnica, pero hay que poner en marchatodos los sistemas para alcanzar los estándares de calidad que la industria nuclear requiere. Hay que re-cuperar métodos y procedimientos. Prima la calidad y la seguridad en el negocio nuclear. En temas deempleo son trabajos cualificados y de larga duración” (SOCOIN).

19 “La obra civil sería el menor problema porque hay empresas muy potentes en España. Además, la obra ci-vil no es la parte más importante” (SERCOBE).

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• 4ª Fase. Explotación

No parece que haya problemas especiales para la primera carga ni para la explotaciónde nuevas centrales en lo que a disponibilidad de combustible se refiere. La demandade uranio es bastante inelástica al precio; en los últimos años el precio del uranio seha duplicado. Las minas no pueden atender de manera inmediata a un crecimientoimportante de la demanda, por lo que podría haber dificultades para atender la de-manda hasta el año 2020, ya que poner las minas de uranio en marcha requiere unlargo período. No obstante hay recursos mineros en abundancia, tan solo hay que po-nerlos en marcha. A partir de los 35 $/lb de uranio, comenzarían a activarse bastantesminas en todo el mundo.

No parece, por tanto que haya problemas importantes de oferta de combustible amedio plazo. Habría que considerar, adicionalmente, la oferta procedente del reproce-samiento del combustible utilizado, con factores limitantes específicos (prohibiciónen España, concentración en países como Rusia, etc.).

• Residuos

El tratamiento de los residuos seguirá siendo uno de los problemas más significativospara la puesta en marcha de un programa de energía nuclear. Junto a los riesgos deaccidente y sus consecuencias, el tratamiento de los residuos nucleares se percibe,tanto en el plano de la opinión pública como en el ámbito político, como uno de loselementos de mayor incertidumbre en la industria nuclear20.

En el medio plazo, la empresa encargada de gestionar los residuos nucleares en Espa-ña ha avanzado importantes soluciones tecnológicas y financieras, que incluso admi-ten una ampliación importante de la capacidad productiva con combustible nuclear21.

No obstante, para el futuro, el tema de los residuos seguirá siendo una variable clavepara el desarrollo y expansión de la industria. Por ello resulta de sumo interés avanzaren la transmutación de los mismos (por lo que hace falta impulsar la investigación enel ámbito de la universidad y otros centros de investigación) para aumentar la reutili-zación, el reproceso, de manera que se disminuyan los residuos y no haga falta tantoespacio acondicionado para el singular almacenamiento.



20 “En la Reunión de Madrid, Felipe González y Javier Solana se comprometían en un análisis de la energía nu-clear. F. González se apuntaba la responsabilidad de la moratoria nuclear. Le preocupaba la seguridad de lascentrales y los residuos” (UNIÓN FENOSA).

21 “El sistema (actual) de gestión de residuos en España es un esquema de financiación irrepetible y envidia-ble: asumen perfectamente los kWh producidos y la cantidad de residuos, mediante un fondo que se antici-pa. Cada 4 años se aprueba un Plan General de Residuos que modifica las variables, así que no hay proble-mas, técnicamente, para asimilar la gestión de los residuos” (ENRESA).

41


4.7. Escenarios de recursos humanos

Se ha producido una pérdida de capital humano con el parón nuclear. No obstante al-gunas empresas han seguido trabajando en el mantenimiento y la recarga, y tambiénalgunas han mantenido su actividad en el escenario internacional22.

El personal cualificado para cubrir plantillas del regulador (Consejo de Seguridad Nu-clear), suministradores principales, ejecución de proyectos y, en particular, personal in-termedio (soldadores cualificados, oficiales eléctricos, mecánicos, de control, etc.),probablemente constituiría una limitación singular en los primeros momentos depuesta en marcha de un programa de construcción de centrales nucleares. Con el finde evitar estrangulamientos de capital humano23 en las fases iniciales de la construc-ción habría que, al tiempo que se produjera la señal política para iniciar la construc-ción de centrales nucleares, lanzar programas de formación y de cualificación de post-grado en colaboración con las universidades politécnicas y centros de grado medio24.

4.8. Escenarios financieros

A priori, no parece que la disponibilidad de recursos constituya una limitación impor-tante para la puesta en marcha de un programa nuclear de las características señala-das. La acumulación de recursos financieros que se viene produciendo en el propiosector eléctrico podría permitir abordar un volumen de inversión como el señalado,que incluso, dependiendo de la opción empresarial que se adopte, podría contar conrecursos financieros ajenos al sector eléctrico25.

22 “TECNATOM trabaja en 20 países desde China a Estados Unidos. Al principio compraron la tecnología y aho-ra la desarrollan ellos. Cuando se paró el programa nuclear en España se vieron forzados a salir fuera: Finlan-dia, Japón, Suecia, EE.UU., … En TECNATOM trabajan 520 personas, es personal altamente cualificado, el 50%de la plantilla son licenciados, el 22-23% titulados medios y el resto administrativos. La actividad de TECNA-TOM se reparte, aproximadamente, el 60% en el interior del país, y el 40% en la venta de productos y servi-cios al exterior. En general, construyen casi todo en España, aunque hay veces que en el exterior recurren aempresas locales, por ejemplo si instalan en México un simulador, una parte la construyen en México conempresas locales (el hardware se construye en México y el software se construye en España)” (TECNATOM).

23 “Hay dificultad ahora para encontrar profesionales, por ejemplo soldadores para el mantenimiento de lascentrales nucleares, cuando se paran dos centrales nucleares es difícil encontrar recursos humanos. Se-gún SOCOIN, este podría ser uno de los cuellos de botella para construir centrales nucleares.En esta perspectiva, igual habría que empezar construyendo 1 central y luego ir aumentando el volumen,empezar con 4 quizás no es posible. Sin embargo, EMPRESARIOS AGRUPADOS (EA) sostiene que Cofren-tes, Trillo y Valdecaballeros se construyeron a la vez, EA fueron los responsables de estas tres centrales, te-nían 4.000 personas trabajando entre ingenieros, diseñadores, etc. Eso sí, dice que ahora mismo encontrartantos profesionales sería difícil, en algunos países están importando gente de la India” (SOCOIN).

24 En España “se está perdiendo capacidad humana, se está manteniendo por el trabajo fuera del país y porel mantenimiento de las centrales. Cree que hay capacidad de respuesta para poder atender un progra-ma de estas características, hay capacidad de gestión no de producción, pero sí hay dominio del conoci-miento y de la tecnología. En 6-7 años habría capacidad humana para abordarlo. Es más lento el licen-ciamiento y la preparación del órgano regulador” (IBERDROLA).

25 “Cree que las eléctricas tienen capacidad financiera para acometer centrales nucleares. Ganan unos 2.000millones de euros de beneficio anual, una eléctrica grande crece por encima de dos dígitos. Hay que inver-tir 2.000-3.000 millones de euros al año para alcanzar ese crecimiento. Esto implica meter el dinero enalgo de mayor entidad que un CCGT, por eso ve factible invertir en nucleares. Se puede quedar pequeño elpaís a la hora de invertir (Ej.: IBERDROLA - SCOTTISH POWER, EON comprando en la UE)” (IBERDROLA).

42

Cabe, adicionalmente, la posibilidad de que inversores ajenos al sector eléctrico asu-man parte del riesgo de intervenir en la puesta en marcha de un programa nuclear.Según algunos analistas, no necesariamente los propietarios de las centrales serán laseléctricas, sino que otros, tales como los grandes consumidores o los propios cons-tructores, que en estos momentos gozan de bastante liquidez (o de capacidad de en-deudamiento) podrían abordar la financiación de parte de este programa. Algunas delas grandes constructoras españolas no solo tienen ingeniería, obra civil, instaladoresmecánicos, mantenimiento, sino también recursos financieros y, por tanto, les podríaresultar interesante compartir riesgos, con carácter concesional, en este tipo de pro-yectos.

Otra cuestión importante en este capítulo estaría relacionada con la definición de losintereses intercalares que afectarían a la rentabilidad de las inversiones y al períodode maduración de las mismas. Con tipos de interés del orden del 5-6%, que serían co-herentes con la evolución prevista del coste del dinero, a fecha de hoy, sería factiblealcanzar un coste total de generación de en torno a 38-40 €/MWh, que pondría a lageneración nuclear en una posición bastante competitiva respecto a la produccióneléctrica con otras fuentes de generación.



43

PARTE 2.EFECTOS SOBRE EL SISTEMA ECONÓMICO,

EL MEDIO AMBIENTE Y EL EMPLEO

44

1. INTRODUCCIÓN

En la primera parte de este Informe se ha desarrollado un análisis genérico de viabili-dad de un proyecto de construcción de centrales nucleares en España, que habría designificar un incremento neto de 11.000 MW de potencia instalada en el sistemaeléctrico nacional. Allí se definen los elementos básicos de dicho proyecto que, de lle-varse a cabo, requeriría, obviamente, de un desarrollo técnico-económico que iría mu-cho más allá de lo contemplado en ese texto, donde tan solo se apunta de forma sin-tética los contenidos del proyecto, sin entrar en detalle.

Recuérdese que la hipótesis de trabajo, desarrollada en la Parte 1, significaría aumen-tar la potencia neta de los reactores nucleares instalados en España hasta algo más de18.500 MW, teniendo en cuenta los 11.000 nuevos megavatios propuestos. Con ello,la generación nuclear de electricidad en el horizonte del año 2030 alcanzaría una pro-ducción anual cercana a los 140.000 MWh, un tercio de las necesidades de electrici-dad en ese año, según las estimaciones de la Comisión Europea.

En esta segunda Parte del Informe se pretende, considerando los elementos definidosen la primera como base de cálculo, estimar el efecto derivado de la ejecución de di-cho proyecto en el conjunto de la economía española y, adicionalmente, en el volu-men de empleo.

Asimismo, se estimará uno de los efectos más singulares derivados de la puesta enmarcha de nuevos grupos nucleares para la producción eléctrica, cual es la reducciónde emisiones de gases de efecto invernadero, CO2 en concreto, con respecto a la hi-potética producción de la misma cantidad de energía eléctrica con otras fuentes ener-géticas, como el carbón o el gas. Una vez evaluados los ahorros de emisiones se efec-túa una estimación del coste evitado, a los precios establecidos en el mercadoeuropeo de emisiones, creado a partir de la puesta en marcha de los acuerdos reuni-dos en el Protocolo de Kioto.

Y previo a este análisis de impactos del proyecto esbozado, se ha creído oportuno in-troducir algunas consideraciones analíticas sobre el sector en el que habría de desarro-llarse, en particular sobre las estrategias de política energética que afectan al ámbitoespañol (nacional y comunitario), en tanto que definen y condicionan el entorno espe-cífico en el que se ha de desenvolver el proyecto.



UNA APROXIMACIÓN A LOS EFECTOS DEL PROYECTO DE EXPANSIÓN DE LA PRODUCCIÓN ELÉCTRICADE ORIGEN NUCLEAR (INSTALACIÓN DE GRUPOS NUCLEARES) SOBRE LA ECONOMÍA ESPAÑOLA

La hipótesis de trabajosignificaría aumentar la potencia neta de los reactores nuclearesinstalados en España hasta algo más de 18.500 MW, teniendoen cuenta los 11.000nuevos megavatiospropuestos. Con ello,la generación nuclear de electricidad en el horizonte del año2030 alcanzaría una producción anual cercana a los 140.000 MWh.

45



El entorno en materia de precios es, sin duda, también otro condicionante singularpara el desarrollo, en términos competitivos, de la producción eléctrica por fisión nu-clear. Ahora bien, dada la dimensión temporal del proyecto no tendría mucho interés,para contextualizar el mismo, entrar en el detalle analítico de la evolución hipotéticade los costes de producción y/o de los sistemas tarifarios que definen los precios fina-les de la energía eléctrica para los diferentes modos de producción posibles. Se entra-ría en un terreno de discrecionalidad absoluta en la proyección de los costes o de losmecanismos institucionales que definen tarifas, que no aportaría ningún rigor adicio-nal al análisis que aquí se realiza, sino probablemente lo contrario. Bastará con realizaralgunas consideraciones sobre la situación actual de los costes y establecer diversasconjeturas racionales sobre los elementos determinantes de su evolución hacia el fu-turo.

Finalmente, combinando estos diferentes ámbitos analíticos, se establecerán unas con-clusiones sobre este proyecto de construcción de centrales nucleares en España y suimpacto inicial sobre el entorno económico y ambiental en el que habría de desarro-llarse, identificando los posibles estrangulamientos de orden económico, fundamental-mente, a los que se enfrentaría.

2. LA ENERGÍA ELÉCTRICA DE PRODUCCIÓN NUCLEAR Y SUS CONDICIONANTES EN EL MERCADO MUNDIAL

2.1. Análisis de la estructura del sector nuclear en España y referencia al contexto mundial. Tendencias

2.1.1. La energía nuclear en el mundo

En el año 2006, había en funcionamiento en el mundo un total de 442 centrales nu-cleares, que suman una potencia neta instalada total de 367.988 MW. Estos reactoreshan producido el 17% de la electricidad consumida en el mundo en dicho año. A estose añaden otros 28 reactores que se encuentran actualmente en construcción en 12países, con una potencia prevista de más de 25.000 MW (Foro de la Industria NuclearEspañola, 2007a).

46

Tabla 12Reactores nucleares en operación y en construcción.

Porcentaje de electricidad de origen nuclear. Año 2006



PaísNº

Argentina 2

% sobre total Nº % sobre total

Reactores operación Reactores construcción % Electricidadde origen nuclear

(2005)

0,45 1 3,7 6,93

Armenia 1 0,23 — 41,94

Brasil 2 0,45 — 3,31

Canadá 18 4,07 — 15,81

China 10 2,26 5 18,5 1,92

Estados Unidos 103 23,30 — 19,42

India 16 3,62 7 25,9 2,61

Irán — — 1 3,7 —

Japón 55 12,44 1 3,7 29,97

México 2 0,45 — 4,86

Pakistán 2 0,45 1 3,7 2,73

Rep. de Corea del Sur 20 4,52 1 3,7 38,89

Rusia 31 7,01 5 18,5 15,90

Sudáfrica 2 0,45 — 4,40

Suiza 5 1,13 — 37,40

Taiwán 6 1,36 — n/d

Unión Europea-27 152 34,39 4 11,1 39,90

Ucrania 15 3,39 2 7,4 47,52

TOTAL 442 100,00 28 100,0 17,00

Fuente: Foro Nuclear (2007a) y elaboración propia.

Entrando en el detalle de la energía nuclear por países, el país que cuenta con mayornúmero de centrales nucleares es Estados Unidos, que dispone de 103 reactores enfuncionamiento, lo cual representa el 23,3% del total en el mundo actualmente. Fran-cia y Japón son también países muy nuclearizados, localizándose en Francia 59 reacto-res (el 13,4% del total mundial) y en Japón, 55 (el 12,6% del total). Le siguen en ordende importancia Rusia, con 31 reactores (7,1% del total), Reino Unido, con 23, Corea delSur, con 20 reactores, y Canadá, con 18. En España hay en funcionamiento 8 reactoresnucleares, que representan el 1,8% de los reactores instalados en el mundo.

47



En la Unión Europea, los 27 Estados miembros suman un total de 152 reactores, locual supone más del 34% del total de centrales nucleares en funcionamiento en elmundo. Los 8 reactores españoles, representaban en el año 2006 el 5,3% del total delos reactores europeos.

Si a los reactores de los tres países más nuclearizados de la Unión Europea —Francia,Reino Unido y Alemania—, se les suman los reactores de Estados Unidos, Japón, Ru-sia, Corea del Sur y Canadá, en total se aglutinan 359 reactores; es decir, en tan solo 8países del mundo se concentra casi el 75% de las instalaciones nucleares de produc-ción de electricidad en activo.

Asimismo, además de los reactores en funcionamiento, en este momento hay en elmundo 28 reactores en construcción que se reparten entre 12 países: India, con 7 reac-tores en construcción, encabeza la lista de países que están construyendo centrales nu-cleares, pues casi el 30% de los reactores en construcción se localizan en este país. Ru-sia y China están construyendo 5 reactores cada uno y Bulgaria y Ucrania tienen 2reactores en marcha. Argentina, Finlandia, Irán, Japón, Pakistán, Corea del Sur y Ruma-nia, cierran la lista de países que tienen programas de construcción nuclear en marcha,con la construcción de un reactor nuclear en cada uno de estos países.

Atendiendo a la importancia de la generación eléctrica de origen nuclear en el año2006, Francia destaca, en términos relativos, de forma considerable sobre el resto delos países, ya que el 78% de la energía eléctrica generada en este país es de origennuclear. También se puede mencionar el caso de Bélgica, donde el 58% de la electrici-dad se produce en centrales nucleares. Además de estos países, se pueden citar algu-nas repúblicas antaño dentro del área de influencia soviética, tales como Eslovaquia,Eslovenia, Armenia y Ucrania, donde la electricidad de origen nuclear supera amplia-mente el 40%. Mención especial merece Lituania en la que esta alcanza el 70% deltotal de la generación de energía eléctrica.

En el capítulo de proyectos, la Comisión Europea contabilizaba, en agosto de 2006, 204instalaciones nucleares planeadas o propuestas en todo el mundo, de las cuales 63 segeneran en China, 24 en India, 23 en Estados Unidos y 12 en la Unión Europea. En con-junto, de llevarse a cabo tales proyectos y planes, la capacidad instalada de generaciónde energía en plantas nucleares se vería incrementada en más de 125.000 MW.

De estas cifras se desprenden dos características de la situación de la energía nuclearen el mundo. Primero, que la producción de energía eléctrica de origen nuclear se con-centra en pocos países y, segundo, que los países que cuentan con mayor número dereactores nucleares son países desarrollados. No obstante, en relación con esta segun-da apreciación, cabe señalar que países en desarrollo como China y la India cuentanya con un número importante de reactores operativos, 10 y 16, respectivamente yotros 12, entre ambos, en construcción.

Y observando esta somera revisión del estado de la producción eléctrica de genera-ción nuclear en el mundo emergen varias consideraciones. En primer lugar, destaca laimportancia relativa de la misma, que para el conjunto mundial se sitúa en torno al15-20%, según los años, de la generación anual total de electricidad, cifra superada enla mayoría de los países desarrollados.

48

Se observa, por tanto, y en segundo lugar, una importante concentración de este tipode instalaciones de generación eléctrica en los países desarrollados, lo que estaría rela-cionado con las características de este tipo de sistemas de producción energética, tec-nológicamente muy avanzados y utilizando, por tanto, tecnologías concentradas en susdesarrollos —e incluso aplicación— en los espacios económicamente más ricos.

Y en tercer lugar, y como consecuencia de lo anterior, los desarrollos actuales de estemodo de producción de energía eléctrica se están llevando a cabo en algunos paísesmenos desarrollados —en los denominados países emergentes—, pero que en estosmomentos están asistiendo a un impulso sustancial en sus cifras de crecimiento eco-nómico, como serían los casos de China, India y Rusia26. Parece como si la respuesta alingente crecimiento de la demanda de energía eléctrica que se está produciendo enestos países, resultado de un espectacular dinamismo económico, se canalizara a me-dio plazo, sobre todo, hacia la tecnología nuclear, hoy ya mucho más difundida espa-cialmente que hace décadas.

2.1.2. Situación de la energía nuclear en la Unión Europea

Atendiendo al suministro total de energía primaria en el conjunto de la Unión Euro-pea, en el año 2004 la energía nuclear representaba el 14% del total. En este momen-to, el petróleo es la fuente de energía primaria más importante, representando el 38%del total. El gas natural ha ganado peso en los últimos años y supone el 24% de laenergía primaria suministrada, mientras que los combustibles fósiles sólidos (carbón)alcanzan el 18%. En definitiva, las fuentes de energía primaria de origen fósil repre-sentan el 80% del total en la Unión Europea, de la que se importa aproximadamenteel 50%27, lo cual indica la elevada dependencia de este tipo de fuentes de energía. Porcontraste, el peso de las energías renovables supone tan solo el 6% del total de ener-gía primaria consumida en todo el territorio comunitario.



26 Nótese que de los 28 reactores nucleares en construcción a finales de 2006, 17 lo estaban en estos tres países.Los tres forman parte del grupo denominado BRIC (los enunciados más Brasil) que constituyen actualmente elmayor foco de dinamismo económico en el planeta, a tenor de las apreciaciones de los organismos económi-cos y financieros internacionales.

27 El 70% en el caso español.

Gas24%

Renovables6%

Petróleo38%

Nuclear14%

Fósilessólidos18%

Figura 1Suministro total de energíaprimaria UE-27. Año 2004

Fuente: European Commission (2007a).

49



En el mix de generación eléctrica en el conjunto de la Unión Europea, la electricidad deorigen nuclear supone el 31%28, siendo el porcentaje más importante de todas las tec-nologías de generación. Próximo a este porcentaje se sitúa el carbón, ya que en las cen-trales térmicas de carbón se genera el 30% de la electricidad producida en la UniónEuropea. El gas es la tercera tecnología en orden de importancia —el 20% de la electri-cidad se origina en este tipo de centrales—, mientras que las centrales que consumenfuel sólo producen el 4% de la electricidad. De nuevo destaca la dependencia de loscombustibles fósiles, ya que el 54% de la electricidad generada se produce en centralesque utilizan estas fuentes energéticas (carbón, gas y fuel). La producción de electrici-dad a partir de fuentes renovables (solar, eólica, hidráulica, biomasa y otras) alcanza, enel año señalado de 2004, el 14% en el conjunto de la Unión Europea.

Tabla 13Reactores nucleares en operación y en construcción en la Unión Europea.

Porcentaje de electricidad de origen nuclear en cada país. Año 2006

Gas20%

Renovables14%

Petróleo4%

Nuclear31%

Carbón30%

Otros1%

Figura 2Mix de generación de energía eléctrica UE-27.Año 2004


PaísNº

Alemania 17

% sobre total Nº % sobre total

Reactores operación Reactores construcción % Electricidadde origen nuclear

(2005)

11,2 — 31,81

Bélgica 7 4,6 — 58,10

Bulgaria 4 2,6 2 50,0 43,64

Eslovaquia 6 3,9 — 57,15

Eslovenia 1 0,7 — 40,11

España 8 5,3 — 19,97

Finlandia 4 2,6 1 25,0 27,99

Francia 59 38,8 — 78,07

Holanda 1 0,7 — 3,91

Hungría 4 2,6 — 37,69

Lituania 1 0,7 — 69,20

Reino Unido 23 15,1 — 18,84

República Checa 6 3,9 — 31,48

Rumania 1 0,7 1 25,0 9,01

Suecia 10 6,6 — 48,01

TOTAL UE-27 152 100,0 4 100,0 39,90

Nota: el 31 de diciembre de 2006 cerraron 2 instalaciones en Bulgaria, 1 en Eslovaquia y otras 4 en el Reino Unido, reducién-dose por tanto a 145 el total de centrales nucleares en el conjunto de la Unión Europea-27, lo cual muestra un saldo de 435centrales nucleares en funcionamiento, el 01/01/2007 en el mundo.Fuente: Foro Nuclear (2007a) y elaboración propia.

28 Con cifras de 2006, 39,9%.

50

Dentro de la Unión Europea la importancia de la energía nuclear en el mix de genera-ción varía de forma considerable entre los distintos Estados miembros. Entre los paísesdonde la electricidad de origen nuclear tiene mayor peso destaca, como se ha señala-do anteriormente, Francia. Asimismo sobresalen en este terreno, Suecia, Finlandia, Bél-gica, Eslovaquia y Lituania, en los que el porcentaje de electricidad de origen nuclearsupera el 50%. En España, al igual que en el Reino Unido, la electricidad de origen nu-clear supone aproximadamente el 20% del total de la producción eléctrica.

Solo tres países con importancia económica y territorial están ausentes del club nu-clear europeo, como son Italia, Austria y Polonia.

Y, gráficamente, lo señalado se puede observar en la figura siguiente:

Figura 3Porcentaje de la energía nuclear en la generación

de electricidad por Estados miembros (2004)



Prod

ucci

ón, T

Mh

Part

icip

ació

n en

%

450

400

350

300

250

200

150

100

50

0

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%

Fran

cia

Ale

man

ia

Suec

ia

R. U

nido

Espa

ña

Bélg

ica

R. C

heca

Finl

andi

a

Bulg

aria

Eslo

vaqu

ia

Litu

ania

Hun

gría

Rum

ania

Eslo

veni

a

Hol

anda


Según los últimos datos presentados en enero de 2007 por la Comisión Europea, en laUnión Europea hay, actualmente, 152 centrales nucleares en funcionamiento y cincocentrales nucleares en construcción, dos en Bulgaria, una en Finlandia, otra en Fran-cia29 y otra en Rumania.

El parque nuclear, particularmente en el territorio de la antigua UE-15, se ha renovadopoco en los últimos años. Como muestra la figura 4 tan solo ha entrado en funciona-miento un reactor nuevo, en los diez últimos años, en Francia. Por el contrario, no ha

29 El proyecto más reciente, en marcha, se refiere a la construcción de un nuevo reactor de tercera generación yde una potencia de 1.650 MW en Flamanville. En enero de 2007 EDF (Electricité de France) ha firmado conAREVA el suministro del generador de tecnología EPR. El emplazamiento comenzó a preparase en el verano de2006, y los trabajos de construcción se espera que comiencen a finales de 2007.

51



ocurrido así en los países recientemente adheridos: cuentan con instalaciones nuclea-res que solo en un caso superan los 25 años y tienen varios reactores de menos de 10años en países como Rumania, República Checa y Eslovaquia. En países como el ReinoUnido, Alemania o Suecia, varias centrales han superado, o están a punto de hacerlo,la barrera de los cuarenta años de operación, lo que introduce nuevas expectativas obien en la posición competitiva de este tipo de energía, al reducir los costes de amor-tización, o bien abre el espacio a la renovación de los equipos o centrales.

Hasta 2007 se han cerrado 70 centrales nucleares en el territorio de la UE-27, desta-cando por su número de cierres el Reino Unido (22 centrales), Alemania (19), Francia(11) e Italia (4), país que en el que, como se ha señalado, no se han vuelto a poner enmarcha nuevas instalaciones de generación nuclear de electricidad.

Figura 4Antigüedad de las centrales nucleares en funcionamiento

en la UE-27 (a 01/04/06)

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Rum

ania

(1)

Bulg

aria

(4)

R. C

heca

(6)

Eslo

vaqu

ia (

6)

Litu

ania

(1)

Hun

gría

(4)

Eslo

veni

a (1

)

UE-

10 (

23)

UE-

15 (

129)

Fran

cia

(59)

Espa

ña (

6)

Ale

man

ia (

17)

Bélg

ica

(7)

Finl

andi

a (4

)

Suec

ia (

10)

Rein

o U

nido

(23

)

Hol

anda

(1)

UE-

25 (

148)

UE-

27 (

162)

Plantas nucleares en UE-10+2 Plantas nucleares en UE-25Plantasrecientes

en los nuevosestados

miembrosMás viejas

Edad media

Más nuevas


52

En síntesis, la Unión Europea mantiene una elevada concentración de centrales nuclea-res, ya que cuenta con un tercio de las instalaciones de este tipo existentes en el mun-do, y genera con ellas cerca de un 40% de su demanda anual de electricidad.

Aunque no existe unanimidad entre los 27 países miembros sobre el futuro de estaforma de producción de energía eléctrica, pues hay algunos países que han renuncia-do hasta ahora a su uso (vid supra), la mayoría cuenta con instalaciones nucleares ensu territorio, constituyendo en algunos casos la fuente fundamental de generación deelectricidad.

Los problemas que viene acarreando a diversos países de la UE la fuerte dependenciade Rusia para el suministro de gas natural, de igual modo que la dependencia tambiénen el suministro de petróleo, con una oferta muy concentrada e instrumentalizada30,así como los compromisos derivados de la adopción del Protocolo de Kioto, en cuantoa reducción de la emisión de gases de efecto invernadero, están llevando a las autori-dades comunitarias a considerar la expansión de las instalaciones nucleares en el terri-torio comunitario, como una de las opciones alternativas a la producción de electrici-dad con los otros combustibles fósiles. En esta perspectiva, varios países comunitariosparecen estar desarrollando propuestas efectivas de construcción de centrales, particu-larmente en algunos de los nuevos miembros, tal como se analizará más adelante.

De hecho, el número de proyectos o en fase de propuesta suma una cifra importante.Los servicios de la Comisión Europea contabilizan, en agosto de 2006, 12 proyectosque acumularían una potencia instalada adicional de casi 10.000 MW, distribuidosentre Francia (2 proyectos), República Checa (2), Lituania (1), Eslovaquia (2), Bulgaria(2) y Rumania (3).

2.1.3. La energía nuclear en España

En España hay actualmente instalados un total de ocho reactores nucleares que su-man 7.727,8 MW de potencia. La primera central nuclear que entró en funcionamien-to fue la denominada José Cabrera, en 1969, central que cesó su operación en abril de2006. La mayor parte de las nucleares españolas se instalaron en la década de losaños ochenta, siendo Vandellós II y Trillo las últimas centrales que se inauguraron enEspaña, en 1988. Las propietarias de las nucleares son las principales empresas eléctri-cas del país, y en casi todas las centrales la propiedad es compartida. Solo tres nuclea-res son titularidad 100% de una única empresa, es el caso de José Cabrera, propiedadde UNIÓN FENOSA, Ascó I, de ENDESA y Cofrentes, de IBERDROLA.



30 En la figura 6 se puede observar cómo el 29 y 26% de las importaciones de gas y petróleo, respectivamente,de la Unión Europea provienen de Rusia, en tanto que se importa de este país el 16% de uranio y el 27% deluranio enriquecido.

53



Tabla 14Centrales nucleares en España. Situación en 2006

Central nuclear Empresa propietaria

José Cabrera (1) Unión Fenosa (100%)

Entradaen operación

Fechade autorización actual

Plazo validez

1969

Sta. María de Garoña Nuclenor (100%) (2) 1971 05/07/1999 10 años

Almaraz IIberdrola (53%), Endesa (36%),

Unión Fenosa (11%)1981 08/06/2000 10 años

Almaraz IIIberdrola (53%), Endesa (36%),

Unión Fenosa (11%)1983 08/06/2000 10 años

Ascó I Endesa (100%) 1984 01/10/2001 10 años

Ascó II Endesa (85%), Iberdrola (15%) 1986 01/10/2001 10 años

Cofrentes Iberdrola (100%) 1985 19/03/2001 10 años

Vandellós II Endesa (72%), Iberdrola (28%) 1988 14/07/2000 10 años

TrilloIberdrola (48%), Unión Fenosa (34,5%),

HC (15,5%), Nuclenor (2%)1988 16/11/2004 10 años

(1) José Cabrera cesó sus operaciones el día 30 de abril de 2006.(2) Nuclenor está participada por Iberdrola (50%) y Endesa (50%).Fuente: Foro Nuclear (2007a).

31 La central de Vandellós I cesó en su actividad a causa de las secuelas de un incendio que afectó de ma-nera importante a las instalaciones, aunque sin consecuencia alguna —en términos de emisiones ra-dioactivas— para el entorno; la propiedad decidió proceder a su cierre y ulterior desmantelamiento anteel elevado coste que suponía su vuelta a la actividad, tras el incendio, cumpliendo los requisitos que es-tableció el regulador nuclear, el CSN, para ello.

32 Véase lo señalado a efectos de la hipótesis aquí desarrollada, en el apartado 2.3.

Con referencia a la operación de las centrales nucleares españolas, la segunda que seha cerrado, José Cabrera, lo ha hecho tras 37 años en funcionamiento. El primer reac-tor en dejar de estar operativo fue el de la central Vandellós I, cuyo cierre, por razonesaccidentales se llevó a cabo en 1989, tras 17 años de funcionamiento31. Tras el cierrede la primera central que se puso en marcha en España, la siguiente por orden de an-tigüedad es Santa María de Garoña, cuya autorización de funcionamiento actual es de1999, con un plazo de validez de diez años. Según esto, y si no se decidiese prolongarsu operación, el cierre de la segunda central inaugurada en España se produciría parael año 200932.

Estas centrales nucleares generaron en el año 2006 más de 60.000 GWh de energíaeléctrica, lo que pone de manifiesto una de las características destacadas del funcio-namiento de este modo de producción de electricidad, que es sus elevados factores

54

de carga y de operación33. El hecho de que sean centrales que entran en base34 haceque estén acopladas a la red eléctrica, generando electricidad, un número de horascercano al límite máximo de posibilidades, las 8.760 que tiene el año, y que las horasque están funcionando lo hagan al 100% de su capacidad.

Tabla 15Funcionamiento de las nucleares en España. Año 2006



33 El factor de carga es la relación entre la energía eléctrica producida en un período de tiempo y la que sehubiera podido producir en el mismo período funcionando a una potencia nominal. Mientras, el factor deoperación es la relación entre el número de horas que la central ha estado acoplada a la red y el númerototal de horas del período considerado.

34 Es decir, funcionan a plena carga el 100% de las horas del año, siempre y cuando no estén paradas porrevisión o algún incidente. En otras palabras, producen electricidad de forma continua.

Potencia (MW)(a 31-12-06)

José Cabrera (1) 150,1

Producción(GWh)

Factorde carga

Factorde operación

416,82 96,49 99,98

Sta. María de Garoña 466,0 3.842,33 94,12 96,88

Almaraz I 977,0 7.438,91 86,92 89,38

Almaraz II 980,0 7.501,08 87,38 88,43

Ascó I 1.032,5 7.769,83 85,90 91,00

Ascó II 1.927,2 8.335,92 92,64 95,14

Cofrentes 1.092,0 9.218,72 96,37 96,94

Vandellós II 1.087,1 7.317,70 76,84 80,08

Trillo 1.066,0 8.230,53 88,14 88,90

TOTAL 7.727,8 60.071,84 88,18 90,46

(1) José Cabrera cesó su operación el día 30 de abril de 2006.Fuente: Foro Nuclear (2007a).

Esta característica de las nucleares significa que el rendimiento por unidad de poten-cia establecida sea más elevado que cualquier otra forma de producción de electrici-dad, de ahí la importancia relativa de la generación eléctrica de origen nuclear sobreel total de la producción nacional. Con un 9,4% de la potencia instalada, a 31 de di-ciembre de 2006, las centrales nucleares generaron a lo lago de este año casi el 22%de la electricidad producida, con niveles de rendimientos más bajos, por unidad depotencia establecida, para las centrales de carbón (15,5% de potencia y 25,1% de ge-neración) o en ciclos combinados (19,9% y 24,2% respectivamente). Estos datos evi-dencian un buen rendimiento de las centrales nucleares en España.

El hecho de que las centrales nuclearesentren en base hace que estén acopladas a la red eléctrica,generando electricidad,un número de horascercano al límite máximode posibilidades,las 8.760 que tiene el año, y que las horasque están funcionando lo hagan al 100% de su capacidad.

55



Tabla 16Potencia instalada a 31 de diciembre de 2006

y balance del sistema eléctrico español en 2006

Potenciainstalada

MW

Hidráulica 16.658

% sobretotal

Generacióneléctrica

GWh

% sobretotal

20,2 24.761 8,9

Nuclear 7.727,8 9,4 60.184 21,7

Carbón 11.934 14,5 69.462 25,1

Fuel/gas (1) 9,048 11,0 14.253 5,1

Ciclo combinado 16.736 19,9 66.986 24,2

Total Régimen Ordinario 61.732 75,0 235.647 85,1

Eólica 11.239 13,7 23.372 8,4

Resto Régimen Especial 9.365 11,4 27.383 9,9

Total Régimen Especial 20.604 25,0 50.755 18,3

TOTAL 82.336 100,0

Generación neta 276.824 100,0

(-) Consumos bombeo –5.494

(+) Intercambios Internacionales (2) –3.303

Demanda (b.c) 286.027

(1) Incluye el GICC (Elcogas).(2) Valor positivo: saldo importador; valor negativo: saldo exportador.Fuente: REE (2007).

2.2. Los costes de la energía nuclear. Competitividad en precios

A la hora de comparar la estructura de costes de la producción de energía eléctrica deorigen nuclear con la de otras formas de producción, para extraer consecuencias en ma-teria de competitividad económica, conviene considerar, en primer lugar, una de las ca-racterísticas singulares del coste de la electricidad producida en centrales nucleares. Enestas, los costes fijos suponen una proporción significativa del total (véase la tabla 17),en porcentajes que oscilan, según los países, entre el 60 y el 80%. El montante de la in-versión es pues definitorio de la competitividad de la generación de energía eléctrica deuna central. Se ha de identificar, entonces, cuáles son los factores decisorios que permi-ten mantener o mejorar, incluso, la posición competitiva de la electricidad generada porcentrales nucleares, al margen de las condiciones regulatorias de cada país y para cadatecnología, frente a otras opciones productivas, alternativas.

Bajo esta perspectiva las variaciones al alza en los precios de los combustibles fósilesjuegan a favor de la competitividad de la energía nuclear. El precio de su materia pri-

56

ma, el uranio, aunque está sujeto también a cierta volatilidad, no tan acusada como ladel petróleo y el gas natural, tiene escasa incidencia en el coste total de la producción(una repercusión inferior al 10% del coste final total del kWh35) con respecto al pesode los combustibles fósiles en las tecnologías de producción que utilizan esas fuentesenergéticas. Así pues la evolución del coste de las materias primas, salvo cambiosdrásticos en las tendencias apuntadas, no será un factor que debilite la competitivi-dad relativa de la industria eléctrica nuclear, sino, probablemente, al contrario36. Lasensibilidad, por tanto, de la industria eléctrica nuclear a una de las incertidumbresmás importantes que amenazan el futuro del sector energético, es notablemente in-ferior a la de las otras industrias eléctricas que operan con combustibles fósiles.

Figura 5Impacto de un incremento del 50% del precio

del combustible en los costes de generación de electricidad



Incr

emen

to e

n lo

s co

stes

de

gene

raci

ón

0%

10%

20%

30%

40%

CCGTCoal SteamIGCCNuclear


Mayor relevancia puede adquirir la evolución de los tipos de interés (intercalares), quecargan en mayor proporción que el combustible sobre los costes totales de inversiónde las centrales (en la hipótesis de trabajo aquí contemplada, tabla 17, estarían entorno al 20% de los costes de O&M, para unos tipos del 5-6%), con repercusiones demayor envergadura que las que traslada a otras tecnologías eléctricas. La tendenciaalcista de los tipos de interés que se vive actualmente actuaría en detrimento de lacompetitividad de la energía nuclear. No obstante, no parece que, a pesar de los epi-

35 Como se observa en la tabla 17, nuestras estimaciones fijan el coste del uranio natural en torno al 12%del total de costes de O&M, más combustible.

36 Se pueden identificar, al menos, dos factores condicionantes del precio de las materias primas: el volu-men de reservas probadas y la estructura y condiciones de competencia de los mercados particulares decada una de ellas, en concreto, el grado de concentración en la oferta por países productores, que son al-tamente relevantes para definir el precio final de las mismas y, asimismo, el grado de dependencia exter-na de los países consumidores, que es el caso de la mayoría de los países de la Unión Europea. Respectoa la primera variable, las reservas probadas de uranio natural, alcanzan en este momento una vida econó-micamente viable superior a la del gas natural o el petróleo e inferior a la del carbón (Agencia Interna-cional de la Energía). Respecto a lo segundo, véase lo señalado en la nota 3 de este Informe.

57



sodios de incremento del precio del dinero experimentados en los dos últimos años,particularmente en la UE, las tendencias a escala mundial manifiesten un horizontemuy adverso en este terreno. En las hipótesis recogidas en la tabla 18, si se doblaranlos tipos de interés nominales, pasando de un 5 a un 10%, los costes totales de gene-ración de las centrales nucleares crecerían de forma importante, pasando de una ban-da de 18 a 42, según países, hasta 26-60 euros por kWh. Así pues, la competitividadde la energía nuclear se muestra especialmente sensible a la evolución del precio deldinero.

Uranio

Combustible 1,925

O&M puro

O&M (reposición)

Desmantelamiento y disposición finaldel combustible

Seguros RC y RC nuclear

Enrique-cimiento

1,225

Fabrica-ción

0,35

Equipos

1,11

2,21

1

Personalpropio

2,59

0,34

0,50

Personalterceros

0,85

3,50

Total

3,50

3,70

3,40

5

0,21

%sobretotal

22,13

23,40

21,50

31,62

1,35

Total 1,925 1,225 0,35 4,32 3,43 4,35 15,81 100,00

Por ciento sobre total 12,170 7,750 2,21 27,32 21,69 27,51 100,00

Tabla 17Una estimación del coste de combustible y de O&M de una central nuclear de 1.000 MW (€/MWh)

a desarrollar en el proyecto (precios 2007)

Notas:1. Se supone un coste del U3O8 de 75 $/lb.2. El enriquecimiento y la conversión estarían al alcance de ENUSA pero se efectuarían fuera de España (USA, UK, Francia, Rusia).3. La fabricación se podría efectuar en la fábrica de ENUSA, dependiendo de su carga de trabajo.4. El valor de un núcleo inicial (de combustible) es del orden de 300-400 M€. Se puede considerar inversión o gasto. En las cifras de la tabla se considera como gasto.5. O&M puro excluye reposición de equipos.6. Personal Terceros incluye ingeniería que no está valorada con los Equipos.7. La parte de la gestión final del combustible se estima un 1,5-2 €/MWh.8. Todas las cifras están actualizadas suponiendo un 5-6% de tasa de actualización y 8.000 h/año (coeficiente de utilización del 91,1%). El coste financiero sería de un 17-20% deltotal.

Costes O&M incluyen:Operación y seguimiento de la central; mantenimiento (materiales, mano de obra y servicios); plantilla de apoyo de ingeniería; administración; gestión de residuos y desechos; gas-tos generales de servicios de la central (externos a la localización); impuestos y tasas (específicos de la central); seguro (específico de la central); renovación (Major refurbishment);apoyo al cuerpo regulador; vigilancia; créditos; otros.

Fuente: elaboración propia de acuerdo a diversas fuentes.

58

Tabla 18Costes totales y de operación y mantenimiento (O&M) de una central nuclear



Costes O y Manuales

CAN

€/KW 58,2

Costes de inversión (construcción)

M€/KW

Proyecciones 2010

1.688

Costes generación —tasa descuento 5%— (€/MWh)

Inversión 11,8

O&M 7,8

Combustible 3,1

USA

55

1.656

14,9

7,4

4,0

CZE

54,4

952

8,8

7,3

3,9

FIN

41,96

2.485

14,2

5,3

4,5

FRA

40,3

2.163

12,2

3,9

4,4

DEU

56,8

2.465

13,2

7,6

4,2

NLD

59

3.000

16,3

8,0

7,0

SVK

68

1.365

13,2

9,2

5,1

CHE

46,7

2.633

14,9

6,3

4,0

JPN

94,0

2.918

19,1

12,7

10,3

KOR1

60,31

2.013

9,3

8,1

3,1

KOR2

50,72

2.517

8,2

6,8

3,1

ROU

71,6

1.049

16,3

8,0

2,4

Media

58,2

2.069,5

13,3

7,6

4,6

Intervalo

40,3-94,0

952-3.000

8,2-19,1

5,3-12,7

3,1-10,3

Total 22,7 26,3 20,1 24,0 20,4 25,0 31,3 27,4 25,3 42,0 20,5 18,2 26,8 25,4 18,2-42,0

Por ciento O&M 34,2 28,2 36,5 22,2 19,0 30,4 25,4 33,4 24,9 30,1 39,6 37,5 30,0 30,1

Costes generación —tasa descuento 10%— (€/MWh)

Inversión 21,5 29,2 16,0 27,3 24,0 25,0 31,6 25,4 28,0 37,1 18,0 16,3 32,6 25,5 16,0-37,1

O&M 7,8 7,4 7,3 5,3 5,6 7,6 8,0 9,2 6,3 12,7 8,1 6,8 8,0 7,7 5,3-12,7

Combustible 3,1 4,1 4,1 4,3 4,6 4,2 7,0 5,2 4,0 10,3 3,5 3,5 2,4 4,6 3,1-10,3

Total 32,4 40,7 27,4 36,9 34,3 36,8 46,6 39,8 38,3 60,1 29,6 26,6 43,1 37,9 26,6-60,1

Por ciento O&M 24,0 18,2 26,8 14,5 16,3 20,7 17,1 23,1 16,4 21,1 27,4 25,7 18,7 20,8

Costes O&M incluyen:

Operación + Seguimiento de la central + Mantenimiento (materiales, mano de obra y servicios) + Plantilla de apoyo de ingeniería + Administración + Gestión de residuos y desechos+ Gastos generales de servicios de la central (externos a la localización) + Impuestos y tasas (específicos de la central) + Seguro (específico de la central) + Renovación (Major refur-bishment) + Apoyo al cuerpo regulador + Vigilancia + Créditos + Otros.

Fuente: IEA (2006a), recogiendo fuentes nacionales.

59



Figura 6Origen de los consumos energéticos de la UE

Qatar (1%)

Nigeria (1%)Producción propia

total de la UE(37%)

Otros (2%)

GAS

Noruega (17%)

Argelia (13%)

FederaciónRusa (29%)

URANIO NATURAL

Estados Unidos (5%)

Otros+indeterminados (3%)

Sudáfrica+Namibia(5%)

UE (2%)

Níger (12%)

Canadá (25%)

Rusia (17%)

Colasreenriquecidas (2%)

Uranioaltamente

enriquecido(7%)

Kazajstán(3%)

Uzbekistán(3%)

Australia (16%)

URANIO ENRIQUECIDO

Estados Unidos (2%)

Unión Europea(71%)Rusia (27%)

Argelia (3%)

Kazajstán (3%)

Nigeria (3%)

Irak (2%)

Irán (5%)

Producción propiatotal de la UE (18%)

Otros (10%)

PETRÓLEO

Rusia (26%)

Noruega (13%)

Libia (8%)

Arabia Saudí (9%)

Estados Unidos (4%)

Indonesia (3%)

Colombia (6%)Producciónpropia total

de la UE(54%)

Otros (5%)

CARBÓN

Sudáfrica (13%)

Australia (7%)

Rusia (8%)


60

Es preciso señalar, a este respecto, cómo existe una gran variabilidad de costes de ge-neración según tipos de centrales y características del entorno en el que producen (latabla 18 recoge la media de diferentes países). Dada la importancia de los costes fijosen esta actividad, el período de amortización juega un papel relevante a la hora de de-finir los costes de generación. Pasar de un plazo de operación de las centrales nuclea-res de 40 años a 60 años reduciría sustancialmente el coste de generación, al dismi-nuir en 1/3 las amortizaciones de capital fijo37. Y más allá de las necesarias garantíasde seguridad, la operación de las centrales tiene un componente decisorio de carácterpolítico-administrativo, que puede variar en el tiempo38. En este sentido, también hayque considerar las características de los sistemas nacionales de regulación de la distri-bución de electricidad, que afecta a la disponibilidad de las centrales (a sus horas defuncionamiento), que influye en el monto unitario de amortización del capital fijo delas instalaciones.

Una tercera cuestión relevante, objeto de análisis en el apartado cuatro de este Infor-me, que afecta de forma importante al coste final de la electricidad generada, hacereferencia a la importancia diferencial de las emisiones de CO2 de cada una de lastecnologías de generación eléctrica. Dados los costes de ello derivados y su posibleevolución futura, de acuerdo con los precios establecidos en el ámbito de la UE, ob-viamente, la competitividad en precios de la electricidad (ceteribus paribus), segúntecnologías de generación, se vería alterada notablemente en los próximos años39.

Por último, a los efectos aquí analizados, de costes de generación, también ha de con-siderarse si el sistema de regulación contempla o no la existencia de pagos (subsidios,en definitiva) por reserva de potencia y la posibilidad (o no) de que tales pagos nosean homogéneos y discriminen en función de las diferentes tecnologías, a causa decriterios establecidos en las políticas energéticas respectivas.

2.3. Consideraciones sobre la demanda futura de energía y la estrategia energética europea

2.3.1. El futuro energético en el mundo. Perspectivas europea y española

Los condicionantes del horizonte energético mundial se pueden analizar en una dobleperspectiva: por un lado, los que afectarán a la demanda futura y, por otro, los que de-finirán el nivel y la estructura de la oferta.



37 Obviamente, este no sería el ahorro neto, pues habría que considerar los costes de mantenimiento adi-cionales de las instalaciones (superiores al estar más envejecidas) en los veinte años de prolongación dela operación. En cualquier caso y debido a la gran incidencia de los costes de capital (entre el 60-80%del coste total de generación) el ahorro neto es muy significativo.

38 Véase, en la figura 4, que muestra la vida media de las centrales en operación en la Unión Europea, don-de, en algunos casos, ya se están superando los cuarenta años, tal como se apunta más arriba.

39 Véase, por ejemplo el impacto derivado de unos precios de 20 a 30 euros por TM de CO2 emitido, a la al-tura del año 2003, para cada tecnología en la tabla 40. El coste proyectado de la electricidad nuclear sesituaría, según la Agencia Internacional de la Energía, en los niveles más bajos, de entre las diversas alter-nativas de generación.

61



Desde el punto de vista de la demanda energética mundial, es preciso considerar elimpacto que ya está teniendo en su evolución el fuerte crecimiento económico queestán experimentando países con un gran volumen de población, como son los casosde China, India o Rusia, entre otros. Crecimiento económico caracterizado por unaalta elasticidad (bastante superior a la unidad) de consumo de energía, dadas las ca-racterísticas de los modelos de desarrollo que vienen experimentando, de similarescaracterísticas a los vigentes en los actuales países avanzados (consumo altamenteintensivo en recursos energéticos). Ello está derivando en un contexto de fuerte com-petencia por la obtención de fuentes de energía, lo que afecta y afectará a sus pre-cios, particularmente en aquellos casos de demostrada volatilidad en los mismos y defuerte concentración de productores (petróleo y gas natural, particularmente).

Por el lado de la oferta, en lo que a su estructura se refiere, encontramos varias res-tricciones en su desarrollo. De un lado, la disponibilidad de recursos, que condicio-nará los modos de producción a utilizar, en particular en el caso de la generacióneléctrica. Y de otro, la dinámica de la innovación tecnológica y sus aplicaciones co-merciales, que definirán el avance en el uso, especialmente, de los sistemas produc-tivos ahorradores de recursos fósiles, los más amenazados por la escasez y por susefectos contaminantes, en la medida en que la tecnología coadyuve a mejorar sueficiencia ambiental y a expandir la disponibilidad comercial de los mismos. La ges-tión geoestratégica de los recursos naturales, en esta perspectiva, se erige como unelemento clave en la definición de los sistemas energéticos, en general, y de loseléctricos, en particular, y de modo especial en un área de fuerte dependencia delos combustibles fósiles, como es el caso de la mayoría de los países de la UniónEuropea.

En este sentido, el avance en el terreno de I+D+i, en los sistemas productivos nousuarios de fuentes fósiles de elevada contaminación, introducirá mejoras importan-tes en la competitividad del sector. De ahí que la carrera en la mejora competitivaesté fuertemente ligada a la aplicación de nuevas tecnologías en los sectores no con-taminantes, lo que otorgará ventajas comparativas evidentes a los países, sistemas oempresas que primero las apliquen.

Atendiendo a las previsiones publicadas por la Agencia Internacional de la Energía(AIE), en el año 2030 el suministro de energía primaria en el mundo ascenderá a17.100 Mtep, para un escenario de referencia con las actuales políticas energéticas.Esta cifra supone un incremento en el suministro de energía del 50% frente al datoregistrado en el año 2005, que se situaba en 11.435 Mtep.

En cuanto a la distribución por fuentes de energía, según los datos de la AIE, en elescenario de referencia, el petróleo seguirá siendo la energía más importante, dehecho será el responsable del 32,6% del suministro de energía primaria. El gas natu-ral representará el 22,6%, aumentando ligeramente su peso en el balance energéti-co (en el año 2005 supuso el 20,7%). El carbón supondrá el 26% del total (en elaño 2005, el 25,3%). La energía nuclear aportará, en 2030, el 5%, disminuyendo li-geramente el peso en el balance energético si se compara con el dato de 2005 queascendía al 6,3%. En el escenario de 2030 las renovables supondrán el 11,4% y lahidroelectricidad el 2,4%.

Según las previsionespublicadas por la AgenciaInternacional de la Energía (AIE),en el año 2030 el suministro de energíaprimaria en el mundoascenderá a 17.100 Mtep.Esta cifra supone un incremento en el suministro de energía del 50% frente al dato registrado en el año 2005, que se situaba en 11.435 Mtep.

62

Figura 7Suministro total de energía primaria en el mundo



TWh

–500

500

1.500

2.500

3.500

4.500

2004-2015 2015-2030

Fuel

Nuclear

Hidráulica

Otras renovables

Gas

Carbón

Petróleo(35%)

Gas natural(20,7%)

Nuclear(6,3%)

Carbón (25,3%)

Hidroelectricidad(2,2%)

Biomasa, RSUy renovables (10,5%)

Suministro total de energía primariaen el mundo. Año 2005 (11.435 Mtep)

Petróleo(32,6%)

Gas natural(22,6%)

Nuclear(5%)

Carbón (26%)


Biomasa, RSUy renovables (11,4%)

Suministro total de energía primariaen el mundo. Año 2030 (17.100 Mtep)

Fuente: IEA (2007).

En cuanto a la producción de energía eléctrica en el mundo, las estimaciones de la AIEprevén que esta se duplique en el año 2030, en el escenario de referencia. Es decir, lageneración de energía eléctrica pasaría de 17.408 TWh en 2004 a 33.750 TWh en2030. En la composición del balance eléctrico, la generación por carbón aumentará supeso, pasando del 40% actual al 44% en 2030, y la producción en centrales de gasnatural incrementará su participación en el balance, pasando del 20 al 23%. La elec-tricidad de origen renovable aumentará de forma significativa, pasando de representarel 2% en el balance eléctrico al 7% en 2030, mientras que la energía eléctrica de ori-gen nuclear, según esta previsión, perderá peso pasando del 16% que representa ac-tualmente al 10% en 2030. La hidroelectricidad disminuirá ligeramente en el balanceeléctrico, pasando del 16% actual al 14% en 2030, y la electricidad generada en cen-trales de fuel pasará de representar el 7% del total al 3% en 2030.

Figura 8Variación en la estructura de generación de energía eléctrica en el mundo,

según fuentes

Fuente: IEA (2006b).

63



En la Unión Europea, las previsiones que recoge el documento European Energy andTransport. Trends to 2030 update 2005, señalan que en el año 2030 la demanda deenergía primaria para la UE-25 alcanzará los 1.895,2 Mtep, lo cual supone un incre-mento del 14,6% frente a la demanda registrada en el año 2000 (1.653,8 Mtep), muypor debajo de la evolución que experimentará la demanda mundial. Quiere esto decirque el dinamismo energético, en cuanto a la evolución de la demanda se refiere, no sesituará en el ámbito europeo.

Atendiendo a la estructura de la energía primaria para el conjunto de la UE-25, lo mássignificativo es la importancia creciente de las renovables, que pasarán de representarel 5,8% en el año 2000 al 12,2% en 2030. El gas natural también ganará peso en elbalance energético y pasará, según estas estimaciones, del 22,8 al 27,3% en este mis-mo período. El petróleo seguirá teniendo un peso destacado aunque reducirá ligera-mente su importancia, pasando del 38,4% en 2000 al 33,8% en 2030. El carbón tam-bién disminuirá su peso y pasa del 18,5 al 15,5%. En cuanto a la energía nuclear, suparticipación en el balance de energía primaria experimentará un ligero descenso y,frente al 14,4% que suponía en el año 2000, se situará en el 11,1% en 2030.

Figura 9Estructura de la demanda de energía primaria en la Unión Europea (UE-25)

Fuel

Carbón

Petróleo

Gas Natural

Energías renovables 0%

20%

40%

60%

80%

100%

20302020201020001990

12,7

27,8

38,3

16,7

4,4

14,4

18,5

38,4

22,8

5,8

13,7

15,8

36,9

25,5

7,9

12,1

13,8

35,5

28,1

10,4

11,1

15,5

33,8

27,3

12,2

Fuente: DGTREN (2006).

En cuanto a las previsiones de consumo de energía eléctrica, la Comisión Europea es-tima en 4.366,6 TWh la demanda de energía eléctrica en la UE-25 para el año 2030,lo cual supone un incremento del 50,5% frente a la demanda registrada en el año2000 (2.900,8 TWh), indicando así un desplazamiento de la demanda energética glo-bal en el espacio europeo hacia este tipo de energía.

Atendiendo a la estructura de generación de energía eléctrica, destaca la participaciónde las renovables que, incluyendo la biomasa, pasan de representar el 15,5% en el año2005 al 27,6% en el año 2030. El gas natural también gana peso en el balance de pro-ducción eléctrica y pasa del 20,3 al 24% en este mismo período. El carbón sigue te-niendo un peso destacado en la producción eléctrica aunque reduce ligeramente su

En la Unión Europea,las previsiones señalan que en el año2030 la demanda de energía primaria para la UE-25 alcanzarálos 1.895,2 Mtep,lo cual supone unincremento del 14,6%frente a la demandaregistrada en el año 2000(1.653,8 Mtep),muy por debajo de la evolución que experimentará la demanda mundial.

64

importancia, pasando del 29% en 2005 al 27,6% en 2030. El fuel, cuya presencia en lageneración eléctrica es muy reducida, también pierde peso y pasa del 4,6 al 2,2%. Encuanto a la electricidad de origen nuclear, su participación en el balance de energíaeléctrica experimenta un considerable descenso y, frente al 30,7% que suponía en elaño 2005, se sitúa en el 18,7% en 2030.

En síntesis, en el ámbito específico de la UE, las previsiones de la Comisión Europeaaquí manejadas otorgan una preferencia notable a la utilización del gas natural comocombustible (y tecnología) de generación eléctrica. En las dos próximas décadas laproducción de electricidad a partir del gas natural crecería sustancialmente, hasta elúltimo quinquenio previsto, cuando se reducirá en favor del carbón (se entiende queen su versión de emisiones reducidas) que tendería entonces a expandir su cuota departicipación en la generación eléctrica. De igual modo, la Comisión Europea prevéque las energías renovables, en particular la eólica y la originada a partir de la com-bustión de biomasa, tengan un papel singular de modo creciente en el mix eléctricoeuropeo (figura 10 y tabla 19).

Figura 10Estructura de la demanda de energía eléctrica en la UE-25. 2030



Nuclear

Carbón

Petróleo

Gas Natural

Biomasa

Hidráulica yotras renovables

Eólica 0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2030202520202015201020052000

31,7

30,1

6,1

17,4

2,2

0,7

2,3 2,6 3,9

3,2 2,6 2,3 2,2

2,411,8

30,7

29,0

4,6

20,3

10,8

27,7

24,9

3,8

25,5

10,2

5,3

24,8

21,9

29,7

6,5

9,9

22,1

22,4

29,5

6,2

9,6

7,6

18,8

25,8

26,2

7,9

9,5

9,5

18,7

27,6

24,0

8,1

9,4

10,1


65



Tabla 19aGeneración de electricidad en la Unión Europea.

Escenario 2015

GWh

Nuclear 867.425

%

UE-15 UE-25

26,3

Hidroeléctrica y eólica 583.729 17,7

Hidroeléctrica (excluido bombeo) 1.850.107 56,0

TOTAL 3.301.261 100,0

GWh

934.990

%

24,8

610.454 16,2

2.219.064 58,9

3.764.508 100,0

Tabla 19bCapacidad de generación de electricidad

en la Unión Europea. Escenario 2015

MW

Nuclear 116.682

%

UE-15 UE-25

15,2

Hidroeléctrica (excluido bombeo) 99.718 13,0

Eólica 98.538 12,9

Solar 2.857 0,4

MW

125.468

%

14,5

106.792 12,3

103.006 11,9

2.918 0,3

Térmica: 448.774 58,5 528.106 61,0

– Carbón 104.284 13,6 143.186 16,5

– Gas 261.796 34,2 287.293 33,2

– Fuel 52.785 6,9 59.647 6,9

– Biomasa 28.511 3,7 36.581 4,2

– Celdas de combustible 0 0,0 0 0,0

– Geotérmica 1.398 0,2 1.398 0,2

TOTAL 766.569 100,0 866.290 100,0

Tabla 19dCapacidad de generación de electricidad

en la Unión Europea. Escenario 2030

MW

Nuclear 84.668

%

UE-15 UE-25

9,1


Eólica 166.810 17,9

Solar 9.827 1,1

MW

101.216

%

9,2

112.201 10,2

182.931 16,7

10.364 0,9

Térmica: 563.853 60,7 689.580 62,9

– Carbón 154.185 16,6 211.236 19,3

– Gas 315.380 33,9 360.134 32,9

– Fuel 29.416 3,2 34.966 3,2

– Biomasa 63.229 6,8 81.601 7,4

– Celdas de combustible 0 0,0 0 0,0

– Geotérmica 1.643 0,2 1.643 0,1

TOTAL 929.554 100,0 1.096.292 100,0

Tabla 19cGeneración de electricidad en la Unión Europea.

Escenario 2030

GWh

Nuclear 688.319

%

UE-15 UE-25

18,4


Térmica (incluida biomasa) 2.261.060 60,5

TOTAL 3.735.446 100,0

GWh

817.092

%

18,7

843.723 19,3

2.705.784 62,0

4.366.599 100,0


66

Por último, las previsiones de la Comisión Europea de demanda de energía primariapara España se sitúan, para el año 2030, en 177,2 Mtep lo cual supondría un incremen-to del 24,6% frente a la demanda registrada en el año 2005 (142,2 Mtep).

Atendiendo a la estructura de la demanda, destaca el crecimiento de las renovables,que pasan de representar el 7,5% en el año 2005 al 14,8% en 2030. El gas naturaltambién gana peso en el balance energético y pasa del 17,7 al 23,2% en este mismoperíodo. El petróleo sigue teniendo un peso destacado aunque reduce ligeramente suimportancia, pasando del 47,2% en 2005 al 42,8% en 2030. El carbón disminuye sig-nificativamente en el balance energético y su representación pasa del 15,8 al 6,1%. Encuanto a la energía nuclear, según las estimaciones de la Comisión Europea, aumentasu participación en el balance de energía primaria y, frente al 11,5% que suponía en elaño 2005, se sitúa en el 13,1% en 2030.

Figura 11Demanda de energía primaria en España



Carbón (15,8%)

Gas natural(17,7%)

Nuclear(11,5%)

Petróleo (47,2%)


Renovables(7,5%)

Gas natural(23,2%)

Nuclear(13,1%)

Renovables(14,8%)

Carbón(6,1%)

Demanda de energía primaria en EspañaAño 2005 (142.260 Ktep)

Demanda de energía primaria en EspañaAño 2030 (177.267 Ktep)

Petróleo(42,8%)



En cuanto a las previsiones de generación de energía eléctrica para España, la Comi-sión la estima para el año 2030 en 425.191 GWh, lo cual supone un incremento del50,4% frente a la producción registrada en el año 2005 (282.609 GWh), mostrandotambién una preferencia por el uso de ese tipo de energía.

Atendiendo a la estructura de producción, en el caso español, los servicios de la Comi-sión Europea establecen unas previsiones semejantes a las del conjunto del territorioeuropeo en materia de potencia instalada para generación de electricidad y de pro-ducción, con algunos matices importantes.

Así, las fuentes renovables (incluyendo la hidráulica) ganan peso en el balance eléctri-co y pasan de representar del 17% en el año 2005 al 27,9% en 2030, mientras que elconjunto de la producción de origen térmico disminuye ligeramente su presencia si-

En cuanto a las previsiones de generación de energíaeléctrica para España,la Comisión la estimapara el año 2030 en 425.191 GWh,lo cual supone un incremento del 50,4%frente a la producciónregistrada en el año 2005.

67



tuándose en el 50,9% en 2030 frente al 60,6% que representaban en 2005. La ener-gía eléctrica de origen nuclear mantiene su peso en el balance eléctrico: en 2005, el22,5% de la electricidad generada se producía en centrales nucleares; según la Comi-sión Europea, en 2030 el porcentaje será del 21,1%.

Si bien para el año 2015 no se prevé ninguna alteración en la infraestructura nuclear,lo que significaría un descenso relativo en la importancia de esta forma de producciónsobre el total del sector eléctrico, para el año 2030 sí se contempla un incremento dela capacidad instalada de unos 3.000 MW40 sobre la actual, lo que posicionaría a lasinstalaciones nucleares en una cuota relativa de potencia ligeramente inferior a la ac-tual. Tal previsión significaría un incremento de unos 30.000 GWh de producciónanual, para la generación de las centrales nucleares.

De este modo, la mayor parte de la previsión de crecimiento de la generación eléctri-ca, como en el caso del conjunto de la UE, se reserva a la generación eólica, con uncrecimiento espectacular en la capacidad instalada de esta tecnología (hasta un30%). La producción con tecnologías de gas natural experimentaría un recorrido tam-bién similar, primero un crecimiento importante (hasta un 39% en 2015), para poste-riormente descender en su ratio de presencia relativa en la capacidad eléctrica totalinstalada en el país (hasta algo más del 30%). Por contraste con las previsiones parala UE en su conjunto, las tecnologías del carbón experimentarían en España un des-censo continuado, hasta situarse en menos de un 6% de la capacidad instalada.

Figura 12Previsión de generación de energía eléctrica en España. 2030

MW

he

Nuclear

Hidráulica y eólica

Térmica 0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

20302020201020001990

40 Nótese que esta previsión significa menos del 30% de la hipótesis de aumento de la potencia nuclearinstalada que se analiza en este Informe.


68



Tabla 20aGeneración de electricidad en España.

Escenario 2015

GWh

Nuclear 58.892

%

15,9


Térmica (incluido biomasa) 225.759 60,9

TOTAL 370.638 100,0

GWh

Nuclear 89.872

%

21,1


Térmica (incluido biomasa) 216.539 50,9

TOTAL 425.191 100,0

Tabla 20bCapacidad de generación de electricidad

en España. Escenario 2015

Tabla 20dCapacidad de generación de electricidad

en España. Escenario 2030

Tabla 20cGeneración de electricidad en España.

Escenario 2030

GWh

Nuclear 7.181

%

7,5


Eólica 22.429 23,3

Solar 438 0,5

Térmica: 52.088 54,1

– Carbón 7.312 7,6

– Gas 37.725 39,2

– Fuel 4.142 4,3

– Biomasa 2.909 3,0

– Celdas de combustible 0 0,0

– Geotérmica 0 0,0

TOTAL 96.268 100,0

GWh

Nuclear 10.782

%

8,9


Eólica 35.912 29,7

Solar 2.451 2,0

Térmica: 57.234 47,4

– Carbón 6.855 5,7

– Gas 37.047 30,7

– Fuel 5.522 4,6

– Biomasa 7.810 6,5

– Celdas de combustible 0 0,0

– Geotérmica 0 0,0

TOTAL 120.788 100,0


69



2.3.2. Política energética de la Unión Europea

Desde el origen de la Comunidad Europea la energía fue considerada como un aspectoesencial en la región, y de hecho dos de los tres Tratados de los años cincuenta estabandirectamente relacionados con el sector energético: la CECA, firmado en 1951, y el EU-RATOM (Comunidad Europea de la Energía Atómica), firmado en 195741. Sin embargo,en ningún momento se incluyó la previsión de una política energética común rigiéndoseel sector energético por el régimen general aplicable al resto de los sectores.

Tabla 21Objetivos de la política energética de la Unión Europea

41 El Tratado de París firmado en 1951 estableció la Comunidad Europea para el Carbón y el Acero. En 1957se firmó el Tratado de Roma y se crean la Comunidad Económica Europea (CEE) y la Comunidad Europeade la Energía Atómica (EURATOM).

1. Sostenibilidad

• Desarrollar fuentes de baja emisión de carbono.

• Contener la demanda de energía en Europa.

• Liderar los esfuerzos mundiales por detener el cambio climático.

2. Competitividad

• Asegurar que la apertura del mercado de la energía resulta benefi-ciosa y estimula las inversiones destinadas a la producción deenergía limpia y al incremento de la eficiencia energética.

• Amortiguar las repercusiones del aumento de los precios interna-cionales de la energía.

• Mantener a Europa en la vanguardia de las tecnologías energéticas.

3. Seguridad de suministro

Fuente: European Commission (2006b).

• Diversificar los tipos de energía consumida por la UE.

• Diversificar las rutas y las fuentes de abastecimiento de la energíaimportada.

• Mejorar el equipamiento de la UE para hacer frente a las situacio-nes de emergencia.

• Mejorar las condiciones de las empresas europeas que deseanacceder a los recursos globales.

• Garantizar que todos los ciudadanos y todas las empresas tienenacceso a la energía.

70

A pesar de los esfuerzos de la Comisión Europea, hasta este momento no se ha articu-lado una política energética común, y el grueso de este tipo de políticas sigue siendocompetencia de cada Estado miembro, que son quienes planifican sus propias líneasde intervención en función de las características estructurales específicas de la econo-mía, de las dinámicas que generan sus grupos de presión y en consideración con susrespectivas obligaciones de servicio público o interés económico general.

No obstante, cabe señalar que si bien no existe una política energética común, otraspolíticas comunitarias, como la política de competencia y la de medio ambiente, inci-den directamente en el funcionamiento del sector energético.

En el ámbito nuclear, son los Estados miembros los que deciden el uso o no de laenergía nuclear en la producción de energía eléctrica. Así, encontramos países que hantomado recientemente la decisión de expandir la energía nuclear, como son los casosde Finlandia y Francia. En otros Estados miembros (Holanda, Polonia, Suecia, Repúbli-ca Checa, Lituania, Estonia, Letonia, Eslovaquia, Reino Unido, Bulgaria y Rumania) seha relanzado el debate de la energía nuclear. Por el contrario, otros Estados como Ita-lia, Portugal o Austria mantienen la decisión de no desarrollar la energía nuclear.

En enero de 2007, la Comisión Europea presentó un documento en el que sugerían unconjunto de medidas en materia energética para el conjunto de la Unión Europea. Taldocumento hace referencia a la necesidad de una política energética para Europa,destacando los retos a los que se enfrenta la Unión y los Estados miembros en térmi-nos energéticos. En este sentido, la Comisión señala que los retos a los que actual-mente deben enfrentarse todos los Estados miembros son el cambio climático, el au-mento de la dependencia de las importaciones y los elevados precios de la energía42.Además, sostiene que Europa necesita actuar ahora, y todos los Estados juntos, paratener un suministro energético sostenible, seguro y competitivo (European Commis-sion, 2007b).

Dados estos objetivos, la Unión Europea es consciente de que la energía nuclear pue-de representar una opción para reducir las emisiones de CO2 y contribuir de formapositiva a garantizar el suministro. A este respecto y recogiendo varias consideracionesya analizadas con anterioridad, cabe reiterar que, en términos de emisiones, la energíanuclear emite aproximadamente 15 kg de CO2/MWh, cantidad que está muy por de-bajo de las emisiones de otras tecnologías como las centrales de carbón, que se sitúanen torno a los 800 kg de CO2/MWh, o de ciclo combinado de gas natural, que emitenunos 400 kg de CO2/MWh. Por otro lado, en cuanto a la garantía de suministro, talcomo se ha señalado anteriormente, los precios del uranio son más estables y menosvolátiles que los precios del petróleo o del gas natural. Además, las reservas probadas



42 En relación con la sostenibilidad se debe mencionar que el procesado de la energía, que incluye el trans-porte, es responsable del 80% de las emisiones de los gases de efecto invernadero en la Unión Europea.En cuanto a la seguridad del suministro, Europa sigue incrementando su dependencia de las importacio-nes de recursos energéticos, principalmente de los hidrocarburos. Actualmente las importaciones repre-sentan el 50% del consumo, pero se espera que en 2030 alcancen el 65%. En el caso de los hidrocarbu-ros, las importaciones de gas se espera que pasen del 57% actual al 84% en 2030, y en el petróleo sepasará del 82 al 93%.

La Unión Europea es consciente de que la energía nuclear puederepresentar una opciónpara reducir las emisionesde CO2 y contribuir de forma positiva agarantizar el suministro.A este respecto cabereiterar que, en términosde emisiones, la energíanuclear emiteaproximadamente 15 kgde CO2/MWh. En cuanto a la garantía de suministro,los precios del uranio sonmás estables y menosvolátiles que los preciosdel petróleo o del gasnatural. Además,las reservas probadas de uranio son superiores a las de otros combustiblesno renovables.

71



de uranio son superiores a las de otros combustibles no renovables, en años de cober-tura de la demanda, y las minas de este recurso se encuentran menos concentradasque en el caso de los combustibles fósiles y en países con mayor estabilidad política43.

Por estas razones, desde instancias europeas se destaca que la energía nuclear desem-peña un importante papel en el mix energético, si bien también se insiste en la necesi-dad de seguir avanzando en los principios de seguridad de las instalaciones que utili-zan esta tecnología de generación eléctrica.

En esta perspectiva, cabe señalar que las inversiones previstas para ampliar la capaci-dad de producción de electricidad, según la Comisión Europea, reservarían una pro-porción significativa para la tecnología nuclear, en el horizonte del año 2030, superior,en términos relativos, al peso que tiene esta forma de generación de electricidad en eltotal de potencia instalada en la UE. No obstante, las previsiones de los organismosde la propia UE sobre la demanda de energía en el 2030 señalan un descenso signifi-cativo en la cuota de participación de lo nuclear en la generación de electricidad, des-cendiendo hasta un 19%, aproximadamente, desde cifras superiores al 30% en el mo-mento actual (figura 10).

2.3.3. Política energética española

La política energética española, en consonancia con las directrices de política energé-tica de la Unión Europea, se sustenta en tres pilares básicos: seguridad en el abasteci-miento energético, contribución a la competitividad de la economía y protección delmedio ambiente.

En España estos objetivos de política energética se enmarcan en un panorama ener-gético que presenta rasgos característicos. En primer lugar, en el balance energéticoespañol destaca el elevado peso de los hidrocarburos, pues alrededor de las dos terce-ras partes de la demanda de energía primaria se cubren con petróleo y gas. Asimismo,España tiene una elevada dependencia de las importaciones, ya que el grado de auto-abastecimiento energético no supera el 30%. A esto se añaden las altas tasas a lasque crece la demanda energética del país que supera al crecimiento del PIB, lo cualhace que la intensidad energética haya experimentado un incremento continuo en laúltima década.

Teniendo en cuenta estos rasgos del sector energético, los instrumentos de políticaenergética para lograr los objetivos fijados se orientan hacia la diversificación de lasfuentes energéticas y sus procedencias, a la mejora de la eficiencia en el uso de laenergía y el ahorro energético, a impulsar la investigación y el desarrollo de nuevasenergías y tecnologías, y a fomentar la cooperación con otros países. No obstante sepodría no estar incidiendo de forma significativa en la disminución de la dependenciaenergética del país, con lagunas en cuanto a la seguridad estratégica que de ello se

Gas (17%)

Fuel(2%)

Renovables(36%)

Carbón(29%)

Nuclear (16%)

Figura 13Distribución de las inversiones previstasen generación eléctrica en la UE-27 (900 mil millones de €)2005-2030


43 Los principales países suministradores del uranio que se utiliza en la UE-25, según datos de la ComisiónEuropea para el año 2005, son Canadá, que proporciona el 25%, Rusia, que suministra el 17% del total,Australia, el 16%, y Níger, el 12%.

72

deriva. De igual modo, atendiendo a configuraciones diferentes del mix, cabría aten-der con mayor intensidad a la competitividad vía costes de la generación de electrici-dad, tema, sin duda, de singular interés para incrementar la competitividad general delsistema económico español.

En materia de eficiencia energética, España ha articulado el Plan de Acción 2005-2007de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética 2004-2012 (E4), que tiene como ob-jetivo conseguir ahorros energéticos equivalentes al 8,5% del consumo y al 20% delas importaciones de petróleo actuales. En el citado Plan se concretan las actuacionesque deben ponerse en marcha a corto y medio plazo en cada sector, detallando obje-tivos, plazos, recursos y responsabilidad, y evaluando finalmente los impactos globalesderivados de estas actuaciones.

En relación con el medio ambiente, la política energética tiene dos objetivos básicos:el fomento de las energías renovables y el cumplimiento del Protocolo de Kioto. Encuanto a las energías renovables, se ha articulado el Plan de Energías Renovables (PER)2005-2010, que constituye la revisión del Plan de Fomento de las Energías Renovables2000-2010. El PER mantiene el compromiso de cubrir con fuentes renovables al me-nos el 12% del consumo total de energía en 2010, e incorpora otros dos objetivos in-dicativos: el 29,4% de generación eléctrica con energías renovables y el 5,75% de bio-carburantes en transporte para ese año.

El cumplimiento del Protocolo de Kioto, que entró en vigor el 16 de febrero de 2005,y los compromisos asumidos por la Unión Europea en materia de reducción de emi-siones, han supuesto un reto para el sector energético español. En el ámbito de laUnión Europea, desde el 1 de enero de 2005, funciona el mercado europeo de dere-chos de emisión. España, cumpliendo con la Directiva del comercio de emisiones,aprobó en el año 2004 el Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión (PNA)para el período 2005-2007. El PNA 2005-2007 determinó para este período los dere-chos a repartir por actividades económicas, situándose entre ellas la generación eléc-trica. En noviembre de 2006, se ha aprobado el PNA 2008-2012 que fija la nueva sen-da de cumplimiento para el primer período de compromiso 2008-2012. El nuevo PNAsupone una reducción de la asignación anual media del 16% respecto al PNA 2005-2007, y una reducción del 20% respecto a las emisiones verificadas en 200544.

Asimismo, la política energética española está respondiendo a los nuevos condicio-nantes del sector tras la liberalización de los sectores de la electricidad y del gas, im-plementadas por la Ley 54/1997 del Sector Eléctrico y la Ley 34/1998 de Sector deHidrocarburos. En términos de inversiones, en el nuevo marco regulatorio la planifica-ción energética es, en su mayor parte, indicativa primando el principio de libre inicia-tiva empresarial de los agentes. Tradicionalmente, la planificación del sector energéti-co ha sido vinculante y tenía como objetivo diseñar un programa de obligadocumplimiento, donde se definían todas las inversiones que habían de acometerse en



44 Ministerio de Medio Ambiente (2007): Estrategia española de cambio climático y energía limpia. Horizon-te 2007-2012-2020. Propuesta del Gobierno para el Consejo Nacional del Clima y la Comisión de Coor-dinación de Políticas de Cambio Climático.

73



el sector energético en un plazo determinado, de esta forma se establecía el conjuntode inversiones que se iban a desarrollar, así como la tecnología a emplear y la retribu-ción económica del inversor. Actualmente, decisiones de inversión como el estableci-miento de las centrales de generación eléctrica se toman libremente por los agentes,no obstante sigue estando sometida la instalación de las centrales eléctricas a la pre-via autorización administrativa y el otorgamiento depende de criterios objetivos y re-glamentados como son los relativos a la seguridad de las instalaciones, la proteccióndel medio ambiente o la ordenación del territorio.

En este escenario liberalizado, la planificación obligatoria se limita tan solo a las redesde transporte de electricidad y de gas. En el ámbito de la planificación vinculante estávigente la Planificación de los Sectores de Electricidad y Gas. Desarrollo de las Redes deTransporte 2002-2011, aprobada en 2002 y revisada en 2006 (Revisión 2005-2011).Concretamente, las inversiones asociadas a las infraestructuras eléctricas propuestasen la planificación 2002-2011, teniendo en cuenta la revisión 2005-2011, suponen untotal de 6.671 millones de euros; mientras que el total destinado a las infraestructurasgasistas asciende a 7.608 millones de euros45.

En cuanto a la política energética en el ámbito nuclear, el Plan Energético Nacional de1983 (PEN-83) estableció la moratoria nuclear, que afectó a la construcción de Lemó-niz I y II, Valdecaballeros I y II y Trillo II. Esta decisión fue ratificada por la Ley 40/1994de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional que decidió la paralización de las cen-trales nucleares en moratoria. La implementación de medidas compensatorias sobrelas inversiones paralizadas y los intereses de la deuda consiguiente, culminó con la ti-tulización de la deuda en 1996.

Actualmente, los objetivos de política energética en materia nuclear se dirigen funda-mentalmente al mantenimiento del parque nuclear en condiciones óptimas de seguri-dad y fiabilidad, sin que por el momento se plantee la construcción de nuevas centra-les nucleares por parte de las instancias políticas oficiales.

45 Las inversiones asociadas a las infraestructuras eléctricas propuestas, teniendo en cuenta la revisión2005-2011, de los sectores de electricidad y gas, suponen un total de 6.671 M€, de los cuales 3.083 M€

corresponden a líneas eléctricas y 3.580 M€ a subestaciones. En el sector gasista, el total de la inversiónen infraestructuras gasistas (7.608 M€) se reparte de la siguiente forma, según la revisión 2005-2011 dela planificación: 2.973 M€ en instalaciones de transporte (gasoductos y estaciones de compresión),3.427 M€ en plantas de regasificación y 1.208 M€ en almacenamientos subterráneos.

74

3. EFECTOS ECONÓMICOS DE UN PROYECTO DE CONSTRUCCIÓN DE CENTRALES NUCLEARES EN ESPAÑA EN EL HORIZONTE DE 2030

Con el fin de estimar el impacto, al menos parcialmente, del proyecto económico queaquí se analiza, se van a realizar dos tipos de cálculos. Por un lado, se estimará el im-pacto del proceso inversor a realizar sobre el conjunto de la actividad económica es-pañola. La forma de estimación es a través de un modelo de tipo input-output, esti-mado con las tablas de este tipo elaboradas para el año 2004 (último del que sedispone de información suficiente para su estimación), a partir de la tabla oficial ela-borada por el INE para el año 2000, para el conjunto de la economía española. El mo-delo subsiguiente ofrece información sobre el valor añadido generado, de forma indi-recta e inducida, como efecto de la inversión realizada para materializar el proyectoanalizado. Por extensión del modelo se obtendrán evaluaciones sobre el empleo gene-rado por tal proyecto. Hay dos cuestiones a tener en cuenta con este tipo de análisis.En primer lugar, solo se estima el efecto debido a la inversión derivada para la puestaen marcha del proyecto, no de la actividad derivada de su explotación productiva.Esto no se contempla en el análisis que aquí se realiza.

La segunda consideración hace referencia a las limitaciones de un modelo de estascaracterísticas para captar de forma explícita la aportación indirecta, en términos deincorporación de I+D+i al tejido productivo nacional que se derivaría de un proyectode estas características, y que al entender de los autores de este Informe, tal como seha puesto de manifiesto en la primera Parte del mismo, tendría una significación im-portante, dadas las características tecnológicas de la industria nuclear y sus rápidosdesarrollos en los últimos años en la esfera internacional46. Al utilizar tablas input-output como base del modelo de estimación, se está obligado a mantener constanteslos coeficientes técnicos, por lo que no se pueden identificar de forma explícita las ga-nancias de productividad que se deriven de la mejora tecnológica que, sin duda, se irádesenvolviendo en la industria con el paso del tiempo, acelerándose a medida que lademanda de instalaciones aumente y que los requerimientos técnicos y administrati-vos del sistema de regulación avancen.

Con estas restricciones se lleva adelante la estimación del impacto de las instalacio-nes previstas en el proyecto sobre la actividad económica española.

En un segundo paso, se estima, en el siguiente capítulo de esta Parte 2 del Informe, elefecto económico derivado de la materialización del proyecto, entendiendo que la ca-pacidad instalada sustituye a una parte de la que se alimenta con otras fuentes deenergía con elevado impacto ambiental. La disminución de emisiones que se deriva deuna mayor capacidad nuclear instalada, que la actual y que la prevista por las proyec-ciones comunitarias analizadas en apartados anteriores, tendrá una repercusión eco-nómicamente positiva, lo que se evalúa a los precios del mercado de emisiones esta-blecido al efecto en la Unión Europea.



46 La experiencia, en esta dirección, obtenida en las primeras oleadas de desarrollo de la industria nuclearen España, en los años setenta y ochenta, es ilustrativa a este respecto.

75



Para llevar a cabo dichas evaluaciones, se ha procedido en primer lugar a definir el es-cenario de inversiones necesarias para materializar el proyecto nuclear en estudio.

3.1. La inversión en el proyecto

Para calcular el impacto en el PIB español del programa (viable técnica y económica-mente, como se ha mostrado en el examen de la hipótesis, en la Parte I de este Infor-me) se ha elegido a título de ejemplo la construcción escalonada de once grupos nu-cleares de 1.000 MW de potencia47. Asimismo, es preciso determinar previamente elmonto de la inversión a realizar.

La hipótesis de escalonamiento en el desarrollo del proyecto permite:

• que, teóricamente, no haya demasiadas tensiones en el suministro de piezas ni dehoras de ingeniería, tanto de origen nacional como de importación y

• maximizar el componente nacional en el programa, que puede ir “in crescendo” a me-dida que avanza la construcción de centrales y se interioriza y acumula know-how, ca-pital humano específico y dimensionamiento por parte de las empresas españolas.

Para ello, se parte del escenario temporal ya conocido, de forma que en 2009 se iniciala construcción del primer grupo, que se demorará diez años, los cuatro primeros enpermisos, autorizaciones y licencias, comenzándose la construcción al cuarto año, deforma que al finalizar los diez años, es decir en 2019 se conectaría a la red. En total seemplean seis años en ingeniería y construcción, lo que tal vez peca de optimismo,pero se supone que estos proyectos se benefician de experiencias exteriores y que seubican en asentamientos que son ya nucleares (por ejemplo en Trillo o Vandellós) oque han sido estudiados para ello (Valdecaballeros, Sayago, Regodola...).

El segundo grupo, que se iniciaría un año más tarde, en 2010, ya se podría aprovecharde la experiencia del primero, de forma que los cuatro años dedicados a permisos, auto-rizaciones y licencias, se reducirían a tres, por lo que el período total de construcción selimita a nueve años y este grupo se conectaría a la red en 2019, igual que el primero.

Tras la experiencia de estos dos primeros grupos, en 2012 se iniciaría simultáneamen-te la construcción de los grupos tercero y cuarto. De nuevo hay una reducción en laetapa de permisos, autorizaciones y licencias, de forma que ambos grupos se conecta-rían en 2020, siendo, al igual que en el caso de los primeros, de seis años el período deingeniería y de construcción.

47 Tal como se ha señalado en la Parte 1 de este Informe, es preciso reiterar que los diseños más recientesde reactores proporcionan potencias unitarias de 1.000, 1.350, 1.550 y 1.600 MW. Así, por ejemplo, talcomo se ha hecho referencia, en Finlandia y Francia se están desarrollando proyectos de 1.600 MW y enEstados Unidos se están proyectando reactores con 1.550 MW. Aquí se ha optado por considerar todaslas unidades de 1.000 MW a efectos de simplificar el proceso analítico; lo que se estima y analiza a con-tinuación tendría el mismo alcance de haber definido otra dimensión para los reactores a construir, man-teniendo eso sí el volumen total de 11.000 MW. En cualquiera de las opciones posibles, los costes de in-versión y generación por MW no variarían significativamente.

76

Exactamente igual ocurre con los grupos quinto y sexto, solo que se iniciarían en2017 y se conectarían en 2025.

A partir de este momento, se incorporaría con mayor intensidad el efecto experiencia,así que los grupos siete y ocho, que se iniciarían un año después, en 2018, emplearíantan solo dos años en permisos, autorizaciones y licencias y además, acortarían un añoel período de ingeniería y construcción, siendo ahora de cinco años y, por tanto, esta-rían en condiciones de conectarse a la red también en 2025.

Los tres últimos grupos, el nueve, diez y once, tienen las mismas características, soloque su construcción se iniciaría en 2023 y se conectarían a la red en 2029.

De esta forma en el año 2030, España tendría 11.000 MW nucleares de nueva cons-trucción48, al margen de que permaneciesen funcionando o no todos los actuales gru-pos nucleares.

Se podrían matizar las hipótesis hasta aquí expresadas, por ejemplo, si se alega quelos plazos pudieran ser más largos. Pero conviene hacer notar que, aunque los plazosfuesen más largos (o más cortos, incluso), a efectos de su impacto en el PIB el resulta-do diferencial de tales apreciaciones sería muy poco relevante. Lo que resulta más re-levante en esta línea es determinar cuál es el coste total de la inversión en cada cen-tral nuclear de 1.000 MW.

En este trabajo se ha supuesto un coste de inversión (es decir sin incluir intereses in-tercalarios ni una asignación de gastos de la propiedad, overhead costs), en euros co-rrientes, de 3.000 millones.

Esta cifra no incluye el combustible para el núcleo inicial —ya que se ha computado enel coste de combustible en O&M—, ni otros costes fijos de explotación inicial (gestión yadministración de la central, permisos municipales, gastos compensatorios para munici-pios adyacentes...), pero sí incluye los costes de licenciamiento y, en particular, de des-mantelamiento. Tampoco incluye seguros, salvo los que hubiesen contratado los provee-dores, constructores o contratistas, todos ellos relacionados con la obra. Se hanconsiderado incluidos en los costes de operación y mantenimiento (O&M). Y, comotambién se ha señalado anteriormente, esta cifra no incluye intereses intercalarios.

Todos estos conceptos, que suelen ser activados por el promotor/explotador de lacentral, sin duda, al menos desde algún punto de vista, se pueden entender que incre-mentarían el coste fijo a recuperar a lo largo de la operación de la central. Pero va másallá de los límites de este Informe entrar a analizar si estos costes habrían de conside-rarse como inversión o no. No se entra, por tanto, a considerar si en el entorno de losmercados de generación eléctrica este coste fijo se recuperaría o no (y en qué plazo).



48 Cifra muy superior a la prevista por los servicios de la Comisión Europea en sus estimaciones sobre la es-tructura de generación de electricidad en España para ese año. Véase la tabla 20d; en tales previsiones seseñala que la potencia nuclear instalada total alcanzaría los 10.000 MW, superior a la actual, pero infe-rior a la prevista en la hipótesis que aquí se contempla.

77



Esta cifra (en euros corrientes) se mantiene constante a lo largo del período, para lasdiferentes centrales a construir, justificándose porque:

• 3.000 millones de euros es la última cifra de inversión neta manejada por proyectossimilares actualmente en curso, a los que se ha hecho referencia en otros apartadosde este Informe,

• no es sencillo predecir cuáles serán los costes de ingeniería y construcción en añosvenideros, especialmente, cuanto más nos alejamos en el tiempo. Se podría habersupuesto una senda inflacionaria del orden del 2% (objetivo de inflación de la zonaeuro), pero:

– desde hace tiempo, y si examinamos series largas, los precios industriales subenmenos que el IPC,

– si bien el precio de ciertas materias primas, como hierro, acero, cobre..., ha subidomucho en los últimos tres o cuatro años, también están apareciendo empresas deingeniería y construcción de países en vías al desarrollo que presionan a la bajaciertos precios,

– es previsible también que las economías de experiencia tengan un efecto depre-sor sobre el coste de inversión, especialmente si el programa de construcción quese plantea se basa en un mismo diseño para todos los grupos, a diferencia de loque fue el anterior proceso de construcción de centrales nucleares en España,

• y, finalmente, la evolución del coste de inversión dependería mucho de si otros paí-ses acometen o no programas similares. Si así fuera, podrían producirse escasecesen cierto tipo de aprovisionamientos que podrían traducirse en alzas de costes im-portantes o en alargamientos del período de construcción, cuestión sumamente de-licada porque, para una empresa promotora de este tipo de centrales, cuanto menores el período de tiempo en que mantiene la inversión en curso, mejor resultará parala rentabilidad global del proyecto.

En resumen, mantener una hipótesis de coste de 3.000 millones de euros corrientes alo largo del período 2009-2029 parece razonable. Aun así, si se considera que en la úl-tima década (2019-2029) por ejemplo, los costes serán mucho más altos (o bajos)que lo expresado, se ha de tener en cuenta que esas diferencias actualizadas al año2008 serían necesariamente pequeñas, más cuanto más lejana sea en el tiempo taldesviación.

En consecuencia, el coste corriente total del hipotético plan de construcción es de33.000 millones de euros corrientes, que en términos actualizados a 31/12/2007 re-sultaría en 24.150 millones de euros constantes (descontados al 2,5% anual).

La tabla siguiente resume lo expuesto:

78



Tabl

a 22

Dis

trib

ució

n de

la in

vers

ión

en e

l per

íodo

de

cons

truc

ción

.Es

truc

tura

de

cost

es d

e la

hip

ótes

is d

e in

vers

ión

(Mill

ones

de

euro

s)

Cen

tral

2009

201

020

1120

1220

1320

142

015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

120

3030

4030

054

060

075

045

024

0

230

3060

300

540

600

750

450

240

360

6030

054

060

075

045

024

0

460

6030

054

060

075

045

024

0

560

6030

054

060

075

045

024

0

660

6030

054

060

075

045

024

0

760

6036

066

075

075

036

0

860

6036

066

075

075

036

0

960

6036

066

075

075

036

0

1060

6036

066

075

075

036

0

1160

6036

066

075

075

036

0

TOTA

L20

6060

220

720

1.68

02.

280

2.70

02.

520

1.62

01.

200

1.80

02.

520

3.00

02.

580

1.38

01.

080

1.98

02.

250

2.25

01.

080

2030

33.0

00

Fuen

te:e

labo

raci

ón p

ropi

a.

79



Una vez periodificada la inversión, se desagrega por conceptos. Para ello, se ha su-puesto que el 4% del valor total de la inversión por central se debe a permisos, autori-zaciones y licencias (120 millones de euros), proceso que, como ya se ha señalado, alprincipio se extiende durante más años y a partir de un cierto momento durante dos.El resto del coste a partir del proceso de permisos, autorizaciones y licencias, es paraobra civil, ingeniería, construcción y bienes de equipo, básicamente.

Los cuadros que figuran a continuación expresan estas hipótesis, en los casos de hasta2018 (tabla 23a) y de 2018 en adelante (tabla 23b):

Tabla 23aDistribución de la inversión para la construcción

de central de 1.000 MW.Caso de inicio de construcción hasta 2018

AñoActividadinversora

1 permisos

%sobre total

2 permisos 2

3 permisos 2

4 permisos

Total (millonesde euros)

60

60

5 obra civil 10 300

6 equipos + obra civil 18 540




10 remates + pruebas 8 240

TOTAL 100 3.000

Tabla 23bDistribución de la inversión para la construcción

de central de 1.000 MW.Caso de inicio de construcción a partir de 2018

AñoActividadinversora

1 permisos

%sobre total

2

2 permisos 2

3 obra civil 12

4 equipos + obra civil 22

Total (millonesde euros)

60

60

360

660



7 remates + pruebas 12 360

TOTAL 100 3.000



Como se puede comprobar, algo más del 90% de la inversión neta está compuestapor:

• ingeniería,

• obra civil,

• otra construcción,

• bienes de equipo mecánicos,

• bienes de equipo eléctrico,

• otros bienes de equipo.

80

El siguiente paso para lograr llevar a cabo el cálculo del impacto en el PIB del progra-ma de construcción, consiste en segregar en ambos estándares de inversión presenta-dos, tanto el componente nacional como el importado, y clasificar por sectores deimpacto el componente nacional. Para ello se ha utilizado la clasificación nacional deactividades económicas (1993, revisión 1), en adelante CNAE, que publica el INE.

Los cuadros que figuran a continuación explican tal desglose:



Tabla 24aDistribución de la inversión para la construcción de una central de 1.000 MW, por sectores de incidencia.

Caso de inicio de construcción hasta 2018

Año

Act

ivid

adin

vers

ora

1 permisos

%so

bre

tota

l

CNAE7513

Perm

iso

s

Mill

one

s de

eur

os

Obr

a ci

vil

BEm

ecán

ico

s

BEel

éctr

ico

s

Inm

uebl

ese

inge

nier

íaci

vil

Segu

ros

de d

año

s

Impo

rtac

ione

s

CNAE33500

CNAE291

CNAE311

CNAE452

CNAE66031

2 60 60

2 permisos 2 60 60

3 obra civil 10 300 200 50 50

4 equipos + obra civil 18 540 140 50 50 300


6 equipos + obra civil 25 750 50 100 100 50 450

7 equipos + obra civil 15 450 50 150 100 45 5 125

8 remates + pruebas 8 240 10 5 50 40 10 100

TOTAL 100 3.000 130 585 450 450 135 15 1.235


81



A la vista de las tablas anteriores, se puede reflexionar sobre dos cuestiones de singu-lar interés:

• el porcentaje de aportación nacional a la construcción,

• si cabría un desglose mayor por actividades CNAE.

Respecto a la primera cuestión, concretamente si el porcentaje de aportación nacionala la construcción se podría creer elevado o no, se puede considerar que la aportaciónde la industria española a la construcción está maximizada. Es posible que el compo-nente importado pudiera ser mayor, e incluso así abaratar algo el coste de la cons-trucción. No obstante, el objeto de este trabajo es examinar la aportación potencial alPIB español de un hipotético programa de construcción, siendo las hipótesis en todocaso factibles y razonables. Además, parece razonable también, en el mundo globaliza-do en el que hoy vivimos, considerar algo más del 41% del total del coste como com-ponente no nacional.

Respecto a un mayor desglose, no afecta nada al impacto directo de la inversión en elPIB, y podría afectar, pero de forma inmaterial a todos los efectos, en el posterior cál-culo de efectos indirectos e inducidos que se estiman al pasar estos valores clasifica-dos por la tabla input-output.

Tabla 24bDistribución de la inversión para la construcción de una central de 1.000 MW, por sectores de incidencia.

Caso de inicio de construcción a partir de 2018

Año

Act

ivid

adin

vers

ora

1 permisos

%so

bre

tota

l

CNAE7513

Perm

iso

s

Mill

one

s de

eur

os

Obr

a ci

vil

BEm

ecán

ico

s

BEel

éctr

ico

s

Inm

uebl

ese

inge

nier

íaci

vil

Segu

ros

de d

año

s

Impo

rtac

ione

s

CNAE33500

CNAE291

CNAE311

CNAE452

CNAE66031

2 60 60

2 permisos 2 60 60

3 obra civil 12 300 200 50 50


5 equipos + obra civil 23 695 145 100 100 50 300

6 equipos + obra civil 28 825 50 100 125 45 5 500

7 remates + pruebas 17 520 10 50 150 125 40 10 135

TOTAL 100 3.000 130 585 450 450 135 15 1.235


82

En síntesis, el componente nacional de tal programa de inversión, anualizado y clasifi-cado por CNAE es como sigue:



Tabla 25Distribución de la inversión para el desarrollo de un programa de construcción de 11 centrales de 1.000 MW,

por sectores de incidencia y durante todo el período de referencia

Inversionestotales

(millonesde euros corrientes) Pe

rmis

os

Obr

a ci

vil

Bien

es d

e eq

uipo

Mec

ánic

os

Bien

es d

e eq

uipo

Eléc

tric

os

Inm

uebl

es e

Inge

nier

ía c

ivil

Segu

ros

de d

año

s

Tota

l inv

ersi

ón

Anu

al

Entr

ada

enfu

ncio

nam

ient

o(n

º ce

ntra

les)

2009 20 0 0 0 0 0 20

2010 60 0 0 0 0 0 60

2011 60 0 0 0 0 0 60

2012 220 0 0 0 0 0 220

2013 120 400 100 100 0 0 720

2014 0 680 200 200 0 0 1.080

2015 0 560 300 300 0 0 1.160

2016 0 380 400 400 100 0 1.280

2017 120 200 500 400 190 10 1.420

2018 260 110 300 300 170 30 1.170

2019 140 410 100 200 80 20 950 2

2020 0 680 200 200 0 0 1.080 2

2021 0 560 300 300 0 0 1.160

2022 0 390 400 400 200 0 1.390

2023 180 200 500 450 180 20 1.530

2024 220 110 300 350 160 40 1.180

2025 0 600 150 150 0 0 900 4

2026 0 420 150 150 0 0 720

2027 0 435 300 300 150 0 1.185

2028 0 150 300 375 135 15 975

2029 30 150 450 375 120 30 1.155

2030 0 0 0 0 0 0 0 3

Total 1.430 6.435 4.950 4.950 1.485 165 19.415

Importaciones 13.585

TOTAL 33.000 11


83



AñoTotal inversión anual

(millones de euros corrientes)

2009 20

2010 60

2011 60

2012 220

2013 720

2014 1.080

2015 1.160

2016 1.280

2017 1.420

2018 1.170

2019 950

2020 1.080

2021 1.160

2022 1.390

2023 1.530

2024 1.180

2025 900

2026 720

2027 1.185

2028 975

2029 1.155

2030 0

SUMA 19.415


De todo ello se concluye que el impacto directo sobre el PIB (en el período 2009-2029) del programa de inversión es de 19.415 millones de euros en términos corrien-tes y de 14.257 millones de euros a 31/12/07 (descontado al 2,5%).

No es sencillo situar este esfuerzo inversor en términos de PIB, toda vez que no es fá-cil pronosticar cuál será el PIB español en los años 2013-2029, en los que el esfuerzoinversor nacional será mayor, como se observa en el cuadro sintético que figura acontinuación:

Tabla 26Periodificación de las inversiones

84

No obstante, por grande que parezca este esfuerzo, que lo es, no es probable que sellegue al esfuerzo inversor que el sector eléctrico realizó en la década de los añosochenta (en centrales nucleares y de carbón), que en algunos años llegó a suponermás del 10% de la formación bruta de capital fijo en España.

3.2. Estimación de los efectos económicos de la hipótesis

3.2.1. Objetivos

El objetivo básico de la estimación a estudio es la cuantificación tanto del valor aña-dido como del empleo que se generaría por las inversiones realizadas en la puesta enfuncionamiento de once reactores nucleares, adicionales a las actuales centrales yaexistentes en España.

Para la consecución de dicho objetivo se tomará como punto de partida la estructurasectorial de costes diseñada en el apartado anterior 3.1. y se analizarán los incremen-tos de producción inducidos sobre el resto de sectores como consecuencia del au-mento de actividad derivado de la inversión inicial.

3.2.2. Metodología para la estimación

En el análisis del impacto de la construcción de unas instalaciones de esta magnitudes necesario contemplar el sistema económico en su conjunto, ya que dicho impactose extiende más allá de la contribución directa al incremento de la producción y laconsiguiente generación de rentas de capital y remuneración del trabajo incorporadoen dicha actividad.

Así pues, es necesario también cuantificar los efectos indirectos que se generan conlas compras de bienes y servicios, así como de las rentas generadas, tanto de los pro-veedores directos como indirectos, es decir, el efecto de arrastre de las inversiones.

Para el cálculo de los efectos indirectos se utilizará la estructura de relaciones intersecto-riales reflejada en las tablas input-output de la economía española, mediante las cualesse obtendrá el incremento de valor añadido y empleo generado por dichas inversiones.

Para finalizar, y mediante los niveles medios de propensión al consumo, se calculará elaumento de la demanda potencial derivada de las nuevas rentas generadas y el con-secuente incremento de la producción y el empleo que se debe producir para cubriresta nueva demanda.

El global de las inversiones se realizará en un horizonte de 21 años, que comenzará enel año 2009 y se extenderá hasta el año 2029. Dichas inversiones se realizarán de for-ma solapada e independiente, es decir, no comienzan y terminan todas el mismo año,sino que están sujetas a un calendario de inversión, según se indica en las tablas 23a y26, e incluso, como se ha señalado, la duración de las mismas no es similar, sobre todoen el período de permisos, en el que se ha reflejado un efecto aprendizaje.

Para los valores de las magnitudes necesarias a futuro se han empleado los resultadosobtenidos del entorno macroeconómico del modelo Wharton-UAM, que desde hace



El global de las inversiones se realizará en un horizonte de 21 años,que comenzará en el año2009 y se extenderá hastael año 2029.Dichas inversiones se realizarán de formasolapada e independiente.

85



más de 25 años se viene manteniendo y actualizando por parte del Instituto “L. R. Klein”de la Universidad Autónoma de Madrid y que sirve de base para las predicciones y análi-sis que elabora regularmente la Asociación Centro de Predicción Económica CEPREDE.

El desarrollo efectivo de la metodología anteriormente descrita se realizará siguiendoun esquema de actuación como el que queda reflejado en la siguiente figura:

Figura 14Esquema del modelo de estimación de efectos

Plan de InversionesEstructuraProductivaTIO 2004

EntornoEconómico

Modelo Wharton-UAM

INPUTS DEL MODELO

Empleo TotalInducido

VAB TotalInducido

Consumoinducido

EFECTOS INDUCIDOS

Inversiones

Inversionesy compras interiores

a precios de 2004

Producción TotalGenerada

Deflactores

Multiplicadoressectoriales

Coeficientesde empleo

Coeficientesde VA

Empleo TotalGenerado

VAB TotalGenerado

EFECTOS INDIRECTOS

Salariospor ocupado

Presión fiscaldirecta

Propensiónal consumo

Producción TotalInducida


86

3.2.3. Escenario de partida para la estimación de los efectos

El conjunto de datos con los que se configura el escenario de partida tiene orígenesdistintos, tal y como refleja el esquema anterior.

El primero de los grupos de información recoge tanto la cuantía de las inversionescomo el calendario de realización de las mismas. En este grupo se encuentra, tal ycomo se recoge en las tablas 24, el destino sectorial y el año en el que se efectúa lainversión, expresados en euros corrientes.

Como se ha señalado en el apartado 3.1. de este Informe, en las dos primeras centra-les el período requerido para la obtención de permisos es algo mayor, alargándose acuatro años en la primera y tres años en la segunda, consecuencia de que en las suce-sivas centrales se ha tenido en cuenta un efecto aprendizaje a la hora de realizar lostrámites jurídicos. Del mismo modo, el efecto aprendizaje se ha incluido en las cincoúltimas centrales y se ha reducido el período de inversión de 8 a 7 años por central,aunque, como puede observarse, el montante de la inversión considerado para cadauna de ellas es constante, de forma que únicamente se gana tiempo.

3.2.4. Operativa con la Tabla Input-Output -2004

La segunda fuente de información deriva de la estructura sectorial de la economía es-pañola recogida en las tablas input-output utilizadas. La última tabla oficial disponiblees la referida al año 2000, si bien, y a efectos de ganar fiabilidad en las estimaciones,se ha realizado una proyección de la misma hasta el período más reciente en el quese dispone de información suficientemente desagregada como para realizar dicha pro-yección mediante procedimientos indirectos tipo RAS y que se corresponde al año2004, habiéndose agregado a 26 ramas productivas con el fin de poder obtener los si-guientes datos de partida:

• Matriz de coeficientes técnicos interiores Aij definidos como el cociente entre lascompras de consumos intermedios del sector i al sector j divididas entre el valor dela producción efectiva del sector j.

• Matriz de multiplicadores sectoriales (I-A)–1 que recoge los efectos multiplicadoresglobales de cada una de las ramas productivas.

• Vector de coeficientes de empleo Ej definidos por el cociente entre el empleo decada sector j y la producción efectiva del mismo (estos coeficientes no son cons-tantes y deben ser corregidos por las ganancias de productividad de cada año).

• Vector de coeficientes de Valor Añadido VABj definidos por el cociente entre el valorañadido de cada sector j y la producción efectiva del mismo.

• Matriz de coeficientes de demanda DFic definidos como el cociente entre cada com-ponente la demanda final c recibida por cada sector i y el total de demanda final decada componente c (para esta aplicación en concreto se utilizarán únicamente loscoeficientes del componente de Consumo Privado).



87


EL MEDIO AMBIENTE Y EL EMPLEOTa

bla

27a

Mat

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Indus

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320,0

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Indus

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0074

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0,001

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29

Indus

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0,000

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97

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Indus

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0009

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Fabri

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Indus

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58

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88

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11

88


ELÉCTRICA NUCLEAR EN ESPAÑATa

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0,000

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42

Indus

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0,007

330,0

1031

0,001

380,0

0546

0,002

070,0

0172

0,002

880,0

1082

Indus

tria d

e prod

ucto

s mine

rales

no m

etálic

osDI

0,007

950,0

0958

0,004

330,1

4343

0,007

250,0

1048

0,007

990,0

0341

0,012

910,0

0322

0,003

880,0

0506

0,007

74

Metal

urgia

y fab

ricac

ión de

prod

ucto

s metá

licos

DJ0,1

6034

0,213

070,0

2772

0,096

280,0

1965

0,016

400,0

1720

0,005

370,0

1988

0,008

870,0

0714

0,006

310,0

2097

Fabri

cació

n de m

aquin

aria y

equip

o mec

ánico

DK0,0

1970

0,016

320,0

1768

0,019

340,0

0660

0,007

640,0

0868

0,001

560,0

0477

0,006

900,0

0256

0,002

280,0

0877

Mater

ial y

equip

o eléc

trico

,elec

trónic

o y óp

tico

DL0,0

2224

0,020

790,0

0928

0,031

490,0

0531

0,005

600,0

1292

0,002

240,0

0727

0,002

490,0

0358

0,007

400,0

0827

Fabri

cació

n de m

ateria

l de t

ransp

orte

DM1,1

3787

0,009

450,0

0328

0,005

080,0

5192

0,005

150,0

2006

0,001

420,0

0458

0,011

510,0

0188

0,003

110,0

0405

Indus

trias

divers

asDN

0,011

011,0

3661

0,003

460,0

0881

0,004

120,0

0720

0,006

570,0

0267

0,009

700,0

0274

0,005

070,0

0254

0,016

41

Indus

tria e

nergé

tica,

distri

bució

n de e

nergí

a,ga

s y ag

uaDF

,EE

0,032

390,0

4227

1,186

790,0

3463

0,048

490,0

3064

0,073

440,0

1502

0,025

190,0

3280

0,027

750,0

2416

0,033

60

Cons

trucc

iónFF

0,011

690,0

1996

0,021

851,2

7770

0,038

730,0

2482

0,026

720,0

2625

0,101

400,0

2015

0,026

330,0

1850

0,042

38

Come

rcio y

Repa

ración

de ve

hículo

s a m

otor

GG0,0

3847

0,083

490,0

3515

0,065

431,0

6172

0,066

360,0

4313

0,008

500,0

2497

0,015

630,0

1136

0,046

050,0

3662

Hoste

lería

HH0,0

0388

0,005

130,0

0326

0,005

110,0

0746

1,003

120,0

2308

0,009

070,0

0934

0,006

480,0

0851

0,009

440,0

1187

Trans

porte

,alm

acen

amien

to y

comu

nicac

iones

II0,0

5938

0,098

950,0

6208

0,078

620,1

1493

0,048

221,2

4635

0,045

420,0

7438

0,047

700,0

2348

0,029

640,0

5217

Interm

ediac

ión fin

ancie

raJJ

0,020

030,0

2653

0,025

460,0

2432

0,040

000,0

2476

0,026

081,1

7026

0,051

180,0

1630

0,009

950,0

1352

0,020

62

Activ

idade

s inm

obilia

rias y

de al

quile

r,ser

vicios

a em

presas

KK0,0

7212

0,101

710,0

8309

0,086

960,1

8695

0,086

940,1

2081

0,091

311,1

2251

0,077

830,0

5040

0,076

390,1

0475

AA.PP

.LL

0,000

000,0

0000

0,000

000,0

0000

0,000

000,0

0000

0,000

000,0

0000

0,000

000,0

0000

0,000

000,0

0000

0,000

00

Educ

ación

MM0,0

0272

0,002

730,0

0281

0,001

610,0

0298

0,002

020,0

0203

0,001

440,0

0209

0,001

121,0

0259

0,001

460,0

0143

Sanid

adNN

0,001

980,0

0268

0,001

690,0

0117

0,006

500,0

0348

0,003

310,0

0127

0,003

870,0

0153

0,001

531,0

3702

0,003

06

Otros

servi

cios s

ocial

es y p

erson

ales

OO,P

P,QQ

0,005

540,0

0573

0,005

040,0

0361

0,009

430,0

0915

0,007

440,0

0615

0,026

920,0

0513

0,003

050,0

0888

1,087

44

Fuen

te:e

labo

raci

ón p

ropi

a.

91



Tabla 27cCoeficientes sectoriales

SectoresVA

Coeficientes

Empleo

DistribuciónConsumo

Agricultura, silvicultura y pesca AA,BB 0,5965 0,0195 0,0153

Industrias extractivas CA,CB 0,3607 0,0059 0,0001

Industria Agroalimentaria DA 0,1953 0,0050 0,0720

Industria textil y de la confección DB 0,2389 0,0096 0,0140

Industria del cuero y calzado DC 0,1915 0,0091 0,0056

Industria de la madera y el corcho DD 0,2317 0,0093 0,0002

Industria del papel, edición y artes gráficas DE 0,3477 0,0071 0,0053

Industria Química DG 0,2697 0,0038 0,0031

Industria del caucho y materias plásticas DH 0,3143 0,0072 0,0001

Industria de productos minerales no metálicos DI 0,3076 0,0063 0,0002

Metalurgia y fabricación de productos metálicos DJ 0,3076 0,0072 0,0002

Fabricación de maquinaria y equipo mecánico DK 0,3304 0,0074 0,0022

Material y equipo eléctrico, electrónico y óptico DL 0,2084 0,0049 0,0022

Fabricación de material de transporte DM 0,1940 0,0042 0,0108

Industrias diversas DN 0,2937 0,0119 0,0114

Industria energética, distribución de energía, gas y agua DF, EE 0,2719 0,0014 0,0318

Construcción FF 0,4326 0,0119 0,0094

Comercio y Reparación de vehículos a motor GG 0,5715 0,0191 0,1592

Hostelería HH 0,6195 0,0126 0,1801

Transporte, almacenamiento y comunicaciones II 0,4731 0,0086 0,0511

Intermediación financiera JJ 0,6619 0,0068 0,0425

Actividades inmobiliarias y de alquiler, servicios a empresas KK 0,6122 0,0018 0,1235

AA.PP. LL 0,7620 0,0252 0,0000

Educación MM 0,8340 0,0297 0,0187

Sanidad NN 0,6987 0,0156 0,0293

Otros servicios sociales y personales OO, PP, QQ 0,5943 0,0180 0,0666


3.2.5. El entorno considerado para la estimación. El modelo Wharton-UAM

Finalmente la tercera fuente de información, que informa de los valores del entornomacroeconómico necesarios para el estudio realizado, se obtiene del citado modelodesarrollado por el Instituto L. R. Klein, de la Universidad Autónoma de Madrid (mode-lo Wharton-UAM), y se concreta en las siguientes variables:

92

En primer lugar:

• ganancias medias de productividad de cada uno de los sectores considerados,

• salarios medios por empleado.

Tabla 28Distribución sectorial de los incrementos de productividad

y los salarios medios



SectoresPorcentajeincremento

productividad

Salarios en €de 2004

Agricultura, silvicultura y pesca AA,BB 1,8 5.557

Industrias extractivas CA,CB 6,6 33.103

Industria Agroalimentaria DA 0,4 23.731

Industria textil y de la confección DB 4,6 17.505

Industria del cuero y calzado DC -0,7 16.241

Industria de la madera y el corcho DD 4,2 16.670

Industria del papel, edición y artes gráficas DE 2,8 28.475

Industria Química DG 2,3 38.305

Industria del caucho y materias plásticas DH 3,5 28.272

Industria de productos minerales no metálicos DI 2,8 27.546

Metalurgia y fabricación de productos metálicos DJ 2,5 25.384

Fabricación de maquinaria y equipo mecánico DK 5,4 29.777

Material y equipo eléctrico, electrónico y óptico DL 7,4 28.415

Fabricación de material de transporte DM 3,7 30.191

Industrias diversas DN 3,8 17.182

Industria energética, distribución de energía, gas y agua DF, EE 5,2 43.095

Construcción FF -0,2 20.950

Comercio y Reparación de vehículos a motor GG 1,5 15.795

Hostelería HH -1,3 21.054

Transporte, almacenamiento y comunicaciones II 4,3 22.731

Intermediación financiera JJ 1,5 48.991

Actividades inmobiliarias y de alquiler, servicios a empresas KK 0,9 26.862

AA.PP. LL 1,6 26.946

Educación MM 0,6 34.265

Sanidad NN 1,2 31.831

Otros servicios sociales y personales OO, PP, QQ 4,2 18.754


93



Y, en segundo lugar, las siguientes:

• crecimiento medio del PIB real,

• crecimiento medio del total de empleo (en puestos de trabajo equivalentes a tiem-po completo),

• deflactores implícitos de inversión y consumo,

• crecimiento salarial,

• nivel impositivo medio sobre las rentas salariales,

• propensión marginal a consumir.

Tabla 29Variables del entorno consideradas en la estimación

% de crecimientomedio 2009-2029

PIB real 2,2

Empleo total (en puestos de trabajo equivalentes a tiempo completo) 1,2

Deflactor de inversión 2,5

Deflactor de consumo 2,4

Salarios 2,8

Presión fiscal directa (en porcentaje de la renta bruta):

Cotizaciones Sociales 30,0

IRPF 13,9

Propensión al consumo (en porcentaje de la renta disponible) 95,1


3.2.6. Hipótesis de trabajo para la estimación

Para la determinación final de los efectos indirectos e inducidos sobre el conjunto dela economía nacional es necesario asumir las siguientes hipótesis de partida:

• Todas las compras de bienes y servicios realizadas en concepto de inversión se con-vierten automáticamente en producción adicional de los sectores proveedores.

• No existen recursos laborales ociosos en las empresas proveedoras por lo que todoslos aumentos de producción se traducen en aumentos de empleo de acuerdo conlos niveles de productividad previamente determinados.

• No están contempladas las posibles mermas de actividad en otras empresas competi-doras, por lo que se considera que la implantación de estos nuevos reactores generaun aumento global del mercado y no una redistribución del mercado existente.

94

• Tanto los coeficientes técnicos como los coeficientes de demanda permanecenconstantes a lo largo del horizonte de predicción.

• Las propensiones marginales a consumir se consideran igualmente constantes a lolargo del horizonte de predicción analizado.

Una vez recogidos los datos de partida y asumidas las hipótesis anteriormente expli-citadas es necesario realizar una serie de cálculos previos para aplicar correctamentela metodología propuesta:

• Asignación de las distintas partidas de inversión a cada una de las 26 ramas produc-tivas consideradas, especificando, en aquellos casos en los que es posible, si el pro-veedor directo es nacional o internacional.

• Deflactar los valores nominales de las distintas partidas de inversión expresándolosen euros constantes de 2004 (año base de la tabla input-output empleada), utili-zando para ello los deflactores específicos (de inversión o consumo) obtenidos apartir del modelo Wharton-UAM.

• Calcular los coeficientes de empleo para cada uno de los años considerados en lapredicción teniendo en cuenta los valores de partida de 2004 y las ganancias deproductividad estimadas en el Modelo Wharton-UAM.

3.2.7. Estimación de efectos

De acuerdo con la nomenclatura generalmente utilizada en este tipo de estudios se pue-den clasificar los efectos directos, indirectos e inducidos que dicha inversión provoca so-bre el total de la producción nacional. Una vez estimada dicha inversión, se podrán dife-renciar a su vez los efectos sobre las magnitudes de empleo y de valor añadido.

Así pues, el primer paso consiste en la estimación de la matriz de producción a partirdel vector de impacto (el vector de inversión) y la matriz inversa del modelo clásicode Leontief, la cual se estima a partir de la tabla input-output del 2004 (TIO-2004).

En la estimación del vector de inversión se ha de diferenciar aquellas inversiones quese compran a proveedores del país, y que por tanto implican un aumento directo de laproducción nacional, de las compras a proveedores internacionales, y que por tantono repercuten en la producción del país y supondrán un aumento de las importacio-nes. Del mismo modo, como ya se ha indicado, dichos vectores deben estar conve-nientemente deflactados a valores del año 2004.

Llegados a este punto, se pueden tomar varios caminos a modo de presentar los re-sultados lo más objetivamente posible. Es decir, ya que se dispone de la informaciónde los once reactores por separado, se puede realizar el estudio de forma indepen-diente para cada central o de forma conjunta para el global de la inversión. Una vezestudiado, se ha decidido presentar los resultados de forma independiente para cadacentral únicamente para los efectos totales de producción, valor añadido y empleo.Presentando los resultados de los efectos indirectos e inducidos de forma conjuntapara el global de la inversión.



95



Por tanto, se puede expresar:

PROS,t = (I-A)–1 • V.InvS,t

Donde:

• PROS,t es la producción total generada en el sector S en el año t.

• (I-A)–1 es la matriz inversa de Leontief, en la que I es la matriz identidad y A es lamatriz de coeficientes técnicos.

• V.InvS,t es el vector de inversión del sector S en el año t (ya sea de forma indepen-diente o conjunta).

Una vez que se dispone de la producción total, se debe separar esta en sus dos com-ponentes principales, que son el efecto directo y el efecto indirecto. El efecto directo,en este caso, es el propio vector de inversión utilizado, con lo que restando este a laproducción total se obtiene el efecto indirecto de la producción:

P.InvS,t = PROS,t – V.InvS,t

Donde se puede decir que:

• PROS,t es la producción total generada en el sector S en el año t.

• V.InvS,t es el vector de inversión = producción directa.

• P.InvS,t es la producción indirecta del sector S en el año t.

Calculada la matriz de producción y convenientemente desagregada en sus dos com-ponentes se pueden obtener los efectos de la inversión sobre el valor añadido y elempleo, para lo cual es necesario calcular previamente los coeficientes representati-vos de ambas magnitudes.

En el caso de valor añadido, estos coeficientes (ZS) se calculan para cada sector a par-tir de la TIO-04, simplemente dividiendo el valor añadido de cada sector S entre laproducción efectiva del propio sector. La naturaleza de esta variable, así como la com-posición de la misma, permite mantener constantes estos coeficientes a lo largo detodo el horizonte de predicción.

ZS = VABS/PROS

Para el cálculo de los coeficientes de empleo (ES,t) el proceso es similar, ya que dichoscoeficientes deben representar el empleo necesario por unidad producida, con lo quesu cálculo será el empleo del sector S entre la producción del sector S. Ahora bien, es-tos coeficientes no se pueden mantener constantes debido al efecto aprendizaje quese produce al realizar un trabajo, con lo que se han de corregir con las ganancias deproductividad de cada año (las predicciones de las ganancias de productividad secto-riales se extraen del modelo Wharton-UAM). Expresándose del siguiente modo:

ES,t = (EMPS/PROS) • PdS

96

Donde PdS son las ganancias medias de productividad el sector S para todos los perío-dos.

Estimados ambos coeficientes, se calcula el efecto directo, el indirecto y el total de lasinversiones sobre el valor añadido y el empleo, multiplicando las correspondientesmatrices de producción (total, directa e indirecta) por los coeficientes calculados, se-gún las expresiones siguientes:

Para el caso de los efectos totales:

VABS,t = PROS,t • ZS

EMPS,t = PROS,t • ES,t

Para el caso de los efectos directos:

VAB(d)S,t = V.InvS,t • ZS

EMP(d)S,t = V.InvS,t • ES,t

Para el caso de los efectos indirectos:

VAB(i)S,t = P.IndS,t • ZS

EMP(i)S,t = P.IndS,t • ES,t

Una vez calculados estos efectos y siguiendo el esquema básico en este tipo de estu-dios, se puede calcular un efecto adicional, el llamado efecto inducido, que viene pro-vocado por el aumento de consumo que se produce como consecuencia del incre-mento del empleo generado durante la construcción.

Para la determinación de este efecto adicional de demanda se han seguido los si-guientes pasos:

1. Cálculo de la Renta Salarial Bruta total derivada de la inversión. Este cálculo de larenta salarial se realiza partiendo de los niveles de empleo total estimado en la eta-pa previa, y multiplicándolos por el salario medio por empleado en cada uno de losaños (modelo Wharton-UAM).

2. Determinación del aumento de renta disponible. Una vez determinado el aumentobruto de renta se procede a la determinación del aumento de renta disponible,aplicando al valor de la renta bruta el porcentaje de descuentos por impuesto sobrela renta y cotizaciones sociales medias, valor que se obtiene nuevamente de las es-timaciones realizadas en el Modelo Wharton-UAM.

3. Determinación del consumo generado por las rentas salariales calculadas. Este valorse ha determinado multiplicando la propensión marginal de consumo por los valo-res de renta disponible estimados en la etapa previa y asumiendo la hipótesis deque dicha propensión permanece constante a lo largo del período analizado.

4. Cálculo del vector de efecto inducido en cada año y sector. Una vez estimado elmontante global de consumo en términos reales, se calcula el aumento directo de



97



producción generado en cada sector S teniendo en cuenta los coeficientes de de-manda obtenidos de la TIO-2004 según la siguiente formulación:

DS,t = DCPS • CPt

Siendo:

• DS,t el aumento de producción del sector S en el año t.

• DCPS, los coeficientes de demanda en la componente de consumo privado del sec-tor S.

• CPt el consumo total estimado para el año t.

5. Determinación de los aumentos de producción inducida en cada sector MS,t . El cál-culo de la producción total en cada sector y año se realiza aplicando nuevamente elModelo Clásico de Leontief y el vector calculado de efecto inducido.

MS,t = (I-A)–1 • DS,t

6. Cálculo del empleo y el valor añadido inducido. Finalmente el empleo y el valorañadido inducido generado por la expansión de la demanda se calculan aplicandolos correspondientes coeficientes de empleo y valor añadido a los valores de pro-ducción determinados en la etapa anterior.

VAB(M)S,t = M S,t • ZS

EMP(M)S,t = M S,t • ZS,t

Siguiendo la metodología propuesta, los efectos iniciales brutos (sin descontar la im-portación) para el conjunto de los once reactores y expresados en millones de euroscorrientes quedarían recogidos en la tabla 25 ascendiendo a un total de 33.000 millo-nes de euros, de los que algo más de 19.000 se traducirían en producción interior yalgo menos de 14.000, en importaciones.

De la producción interior, los montantes de inversión se concentrarían entre los años2014 y 2024, con una inversión media superior a 1.100 millones de euros anuales,siendo los sectores de producción de bienes de equipo y construcción los principalesdestinatarios de las mismas.

3.2.8. Efectos sobre la actividad económica y el empleo

A partir de estos datos y considerando la evolución estimada para el deflactor de lainversión se ha calculado la matriz de efectos directos o vectores de impacto que sepresenta en la tabla 30.

Aplicando los multiplicadores sectoriales a estos vectores de impacto se obtendríanlos efectos totales en términos de producción y medidos también en millones de eu-ros de 2004 y que se recogen en la tabla 33.

98

Finalmente, y por diferencia entre los efectos totales y los impactos directos se ob-tendrían los denominados efectos indirectos, recogidos en la tabla 31.

Y, a modo de resumen, la figura 15, que se presenta a continuación, recoge los mon-tantes totales, tanto de los efectos directos, como de los indirectos, que se generaríanen cada uno de los años como consecuencia de las inversiones planteadas.

De forma agregada, este conjunto de inversiones tendría unos efectos totales, valora-dos a precios de 2004, superiores a 23.000 millones de euros, es decir, algo más del3% del PIB español en ese mismo año, de los cuales el 54% correspondería a efectosdirectos, mientras que el 46% restante se produciría como consecuencia de las inter-acciones sectoriales o efectos multiplicadores.

Figura 15Efectos totales del desarrollo de la hipótesis



Efectos indirectos

Efectos directos0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

2014

2013

2012

2011

2010

2009


Partiendo de estos valores calculados en términos de producción o facturación total, yaplicando los correspondientes coeficientes de valor añadido y empleo, se obtienenlos efectos finales en términos de Valor Añadido (PIB) y empleo total que se recogen,respectivamente, en las tablas 33 y 34.

A modo de resumen, los efectos totales sobre el PIB y el empleo se situarían en tornoal 0,04% anual, es decir, unos 450 millones de Valor añadido y unos 7.000 puestos detrabajo, mientras que de forma agregada para todo el período considerado se supera-rían los 9.000 millones de PIB y los 145.000 empleos, tal como se presenta en el resu-men de resultados que se recoge en la tabla 35.

La determinación de los denominados efectos inducidos parte, de acuerdo con la pro-puesta metodológica, de la generación de rentas derivada de la creación de empleoinducido por las inversiones realizadas.

99



Así, multiplicando los empleos totales generados en cada rama de actividad por lossalarios medios por ocupado estimados para cada una de esas ramas se obtendría elmontante total de rentas salariales inducidas, es decir, tal como se muestra en la tabla36, los 7.000 empleos medios generados cada año, tendrían un salario en torno a los37.000 euros anuales, lo que supone una renta salarial bruta de unos 260 millones deeuros anuales.

Estos 260 millones anuales de renta bruta se transforman en unos 146 millones derenta disponible, una vez descontada la presión fiscal directa, de los que aproximada-mente el 95%, 139 millones de euros, se materializarían en consumo privado.

Para poder calcular los efectos multiplicadores de este montante de consumo se de-flacta convenientemente, de acuerdo con las estimaciones de evolución de los preciosde consumo, y se calculan, al igual que en el caso anterior, tanto los efectos totales,como los efectos indirectos derivados de dicho consumo, que ascenderían a unos 138millones de producción total media por año.

Nuevamente, aplicando los coeficientes de valor añadido y empleo se calculan losefectos inducidos sobre el conjunto del PIB, que ascenderían a un 0,04‰, unos 69millones de euros (constantes, a precios de 2004) de media anual y sobre el empleo,que supondría algo más de 1.000 puestos de trabajo por año, como media, tal comose recoge en la tabla 36.

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2839

4733

1825

2544

4113

1717

2927

467

Activ

idade

s inm

obilia

rias y

de al

quile

r,serv

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a em

presas

14

414

5789

100

188

260

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122

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716

327

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453

7371

200

120

2.347

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.16

4948

177

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00

8618

195

00

010

812

80

00

015

999

Educ

ación

00

00

12

22

22

11

22

21

11

12

128

Sanid

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00

01

11

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21

11

22

11

11

11

22

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00

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995

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1.178

1.100

520

23.28

5

Fuen

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103



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2020

2120

2220

2320

2420

2520

2620

2720

2820

29To

tal

Agric

ultura

,silvi

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00

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22

22

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22

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11

11

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33

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22

11

38

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y de l

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00

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10

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Indus

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11

41

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y art

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5

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44

273

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00

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63

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,elec

trónic

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tico

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Indus

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638

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te:e

labo

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104



bla

34Em

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2101

2011

2012

2013

2014

2015

2016

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urgia

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366

135

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1

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o eléc

trico

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o y óp

tico

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2

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44

Interm

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ión fin

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Activ

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ad0

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servi

cios s

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es y p

erson

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L41

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5514

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Fuen

te:e

labo

raci

ón p

ropi

a.

105



Tabl

a 35

Resu

men

de

resu

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2009

2101

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

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2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Tota

l

INVE

RSIO

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Millo

nes d

e €co

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Comp

ras in

terior

es20

6060

220

720

1.080

1.160

1.280

1.420

1.170

950

1.080

1.160

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900

720

1.185

975

1.155

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5

PROD

UCCI

ÓN (M

illone

s de €

de 20

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s dire

ctos

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4817

757

484

588

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1981

564

370

992

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063

061

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.594

Efecto

s ind

irecto

s5

1515

5548

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282

484

482

358

152

267

385

275

477

930

248

558

356

650

022

610

.690

Efecto

s Tot

ales

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581.6

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131.1

781.1

0052

023

.285

VALO

R AÑA

DIDO

(Millo

nes d

e €de

2004

)

Efecto

Total

1544

4416

045

163

863

866

673

061

149

953

565

359

671

936

238

944

843

542

521

69.2

73

En ta

nto p

or mi

l del

PIB to

tal0,0

20,0

40,0

40,1

60,4

40,6

10,5

90,6

00,6

50,5

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40,5

20,4

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70,2

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20,3

00,2

90,1

40,3

7

EMPL

EO

Efecto

Total

413

1.198

1.171

4.203

9.815

1.290

211

.783

10.17

110

.049

8.978

8.985

10.22

710

.543

8.284

8.691

4.604

7.351

6.810

6.542

3.956

1.955

148.6

30

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Emple

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20,0

60,0

60,2

20,5

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3

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106



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tos

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2009

2101

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

Media

Emple

o41

31.1

981.1

714.2

039.8

1512

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11.78

310

.171

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788.9

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848.6

914.6

047.3

516.8

106.5

423.9

561.9

557.0

78

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31.10

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36.35

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.652

36.24

534

.945

37.04

538

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046

.389

39.65

142

.058

43.14

347

.559

51.17

737

.567

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ill.€

)13

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141

295

384

371

340

365

347

326

357

391

321

373

214

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286

282

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260

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110

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139

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43

Efecto

total

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234

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2004

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Efecto

total

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890,0

910,0

820,0

730,0

770,0

800,0

620,0

690,0

380,0

490,0

460,0

430,0

270,0

140,0

58

EMPL

EO (E

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.t.c.)

Efecto

total

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4515

9914

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3216

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8214

3979

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5199

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161

331

61.1

43

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Emple

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040,0

120,0

120,0

410,0

840,1

040,0

960,0

830,0

850,0

770,0

680,0

710,0

740,0

580,0

640,0

350,0

450,0

430,0

400,0

250,0

130,0

54

Fuen

te:e

labo

raci

ón p

ropi

a.

107



4. EFECTOS ECONÓMICO-AMBIENTALES DE LA HIPÓTESIS

El cambio climático representa un reto importante para la Unión Europea desde laperspectiva medioambiental y de cumplimiento de los compromisos internacionalesasí como desde la perspectiva de la política energética.

El mayor gas emitido es el CO2 dentro de la gama de los gases de efecto invernadero(GEI) y sus principales emisores son los productores de electricidad.

En la actualidad el Programa Europeo de Cambio Climático (PECC)49 plantea el desarro-llo de estrategias en materia de cambio climático y energía en los siguientes ejes fun-damentales:

• promoción de la producción de electricidad por fuentes renovables,

• promoción de la eficiencia energética,

• mayor gestión de la demanda,

• vinculación del sector de la producción de electricidad al régimen de comercio dederechos de emisión de CO2.

Anticipándose a la entrada en vigor del primer período de cumplimiento del Protocolode Kioto50, la Unión Europea, desde el 1 de enero de 2005, ha puesto en marcha el ré-gimen comunitario de comercio de derechos de emisión, como herramienta internade reducción de emisiones de GEI, en el cual se involucra a los emisores del 45% deestos gases.

El régimen de comercio de derechos de emisión está llevando, a su vez, a las empresasproductoras de electricidad vinculadas a tomar decisiones estratégicas referentes almix de generación, cambio o mejoramiento de la tecnología a fin de cumplir con loslímites impuestos, dado que, como es en el caso español, a este sector es al que le co-rresponde la mayor carga en la reducción de las emisiones.

La UE está comprometida en el mercado mundial de carbono, que hace más de dosaños está en marcha, previo a la primera etapa de compromiso del Protocolo de Kioto(compraventa de futuros).

En la actualidad el régimen europeo es referente para el mercado mundial de carbono,marcando el precio entre otros, representando más del 80% del valor monetario y másdel 60% del volumen total de intercambio de unidades de carbono51.

49 COM (2000) 88 Final.50 El Protocolo de Kioto está vigente desde el 16 de febrero de 2005.51 Basado en los estudios consultados por la Comisión Europea, las primeras operaciones a plazo se contra-

taron en 2003. En el primer año de cumplimiento del régimen europeo, 2005, se notificó el comercio demás de 320 millones de derechos de emisión que se valoraron en más de 6.500 millones de euros. Co-municación de la Comisión al Consejo, al Parlamento Europeo, al Comité Económico y Social Europeo y alComité de las Regiones: Construcción de un mercado mundial de carbono.

108

En el mercado internacional de carbono, son objeto de intercambio los derechos deemisión procedentes de sendos regímenes de comercio de derechos de emisión comoel europeo, los certificados de reducción de emisiones y las unidades de reducción deemisiones, provenientes de los mecanismos basados en proyectos, Mecanismos deDesarrollo Limpio (MDL) y Aplicación Conjunta (AC), como otras unidades de carbonoexpedidas bajo esquemas de reducción voluntaria.

Su unidad de medida es la misma, una tonelada de dióxido de carbono equivalente(CO2e); lo que les diferencia es su calidad, que generalmente se mide según el origende procedencia (asignación o proyectos) o del régimen respectivo (de cumplimiento ovoluntario), circunstancia que también determina su valor y precio.

El debate está abierto: la Unión Europea se ha comprometido a reducir el 20% de lasemisiones en el año 2020 y, si además los mayores emisores en el concierto interna-cional también lo asumen, será del 30%.

Esta situación es acorde con el deseo de garantizar el suministro, frenar la fuerte de-pendencia energética exterior y promover el autoabastecimiento.

La energía nuclear es una opción que sigue estando sobre la mesa, la mayor preferen-cia europea está dada para la promoción de las energías renovables y la gestión efi-ciente de la demanda; pero ninguna puerta está cerrada y todos los temas y tecnolo-gías en estos momentos son objeto de estudio.

4.1. Mercado de emisiones de CO2 en la Unión Europea

Mediante la Directiva 2003/87/CE, de 13 de octubre, se estableció el marco de actua-ción para los Estados miembros referente a un nuevo régimen de comercio de derechosde emisión de CO2e en el interior de la Unión Europea, cuyo objetivo ha sido el cumpli-miento de los compromisos internacionales (Protocolo de Kioto) reduciendo las emisio-nes de gases de efecto invernadero, de manera rentable y eficiente económicamente.

Este nuevo régimen, que da la oportunidad al nacimiento del mercado de emisionesde CO2, se crea como una medida interna de reducción de los gases de efecto inver-nadero y de combate de los efectos nocivos del cambio climático, dentro de las líneasestratégicas del Programa Europeo de Cambio Climático (PECC).

Ha sido calificado por el Consejo Europeo como un “instrumento esencial para lograrlas reducciones de emisiones a medio y largo plazo que son necesarias para estabilizarlas concentraciones de GEI en la atmósfera”52.

Está pendiente la revisión del esquema por parte de la Comisión Europea, cuyos resul-tados con propuesta de modificaciones a la Directiva, solo se podrán hacer efectivos apartir de 2013.



52 Conclusiones del Consejo del 17 de octubre de 2005.

109



El régimen actual es de obligatorio cumplimiento para algunos sectores industrialescomo la producción de electricidad.

La estructura de dicho régimen se puede explicar de manera sucinta en los siguientesapartados:

• Se aplicará la Directiva a dos períodos, sin que eso signifique que su diseño no supereese límite y tenga carácter permanente hasta tanto no haya cambio en la política. Unprimer período comprende los años 2005-2007 y el segundo está previsto para 2008-2012, que coincide con la etapa de cumplimiento internacional establecida por elProtocolo de Kioto. Cabe resaltar, conforme se expresa en la Directiva, que la vigenciade este régimen no depende de la puesta en marcha y continuidad del mercado inter-nacional de emisiones propuesto en el marco del Protocolo de Kioto. Así que se segui-rá prorrogando por períodos quinquenales después de 201253.

• Fija un tope de emisión común repartido entre los Estados miembros54. El límiteimpuesto es el mismo asumido frente al Protocolo de Kioto, menos del 8% respec-to de las emisiones de 1990 y es de obligatorio cumplimiento en el segundo perío-do (2008-2012), puesto que se ha considerado el primero como un período pilotoen el que tanto los Estados como las empresas sujetas al régimen ganaban expe-riencia en este mecanismo de mercado.

• Obliga a la participación de instalaciones de empresas que desarrollen actividadesenergéticas, producción y transformación de metales férreos, industrias minerales yotras actividades dedicadas a la producción y transformación de pasta de papel, pa-pel y cartón. Dentro de las actividades energéticas se clasifica la producción deelectricidad con potencia térmica nominal superior a 20 MW.

La Directiva contempla la posibilidad de incluir otras actividades, de hecho, en 2005la Comisión Europea presentó un documento para debate sobre la inclusión de laactividad de la aviación al régimen de comercio de emisiones, pero todo ello, comose ha dicho anteriormente, sólo podrá hacerse efectivo a partir de 2013, en aten-ción a la estabilidad jurídica que debe representar este régimen para todos los par-ticipantes en el mercado y los observadores de terceros países 55. A su vez se estábuscando dar mayor claridad en la definición de instalaciones de combustión y si esrealmente rentable incluir las instalaciones con potencia inferior a 20 MW.

53 La Directiva entró en vigencia antes de que se tuvieran indicios ciertos de que el Protocolo de Kioto en-trara en vigor. El Protocolo de Kioto entró en vigor el 16 de febrero de 2005, gracias a la ratificación deRusia, por la que se completó el límite del 55% de las emisiones que representen más del 55% de laspartes del Protocolo.

54 El “Reparto de la Carga”, como comúnmente se conoce, se ha realizado sólo para los quince estadosmiembros que formaban parte de la Comunidad Europea en el año 2002. Tan solo se podrán incluir des-pués de 2012 los demás estados miembros que han entrado en la UE con posterioridad.

55 Está previsto a través del Grupo de Trabajo independiente para la revisión del régimen comunitario dederechos de emisión, constituido en el marco del Programa Europeo para el Cambio Climático PECC.

110

• Las emisiones cubiertas en el ámbito de la Directiva corresponde a las de los seis ga-ses que igualmente ha clasificado el protocolo de Kioto: dióxido de carbono (CO2),metano (CH4), óxido nitroso (N2O), hidrofluorocarburos (HFC), perfluorocarburos(PFC) y hexafluoruro de azufre (SF6). Sin embargo para los dos primeros períodos tansolo se basará en las emisiones de CO2. Se está estudiando, por parte de la ComisiónEuropea, la posibilidad de inclusión del N2O de la producción de amoniaco y el CH4

de las minas de carbón.

• El 1 de enero de 2005, las instalaciones sujetas al nuevo régimen debían haber soli-citado el respectivo permiso para emitir CO2 a la atmósfera y contar con la autori-zación “permiso de emisión” para ello. Este permiso es otorgado por la autoridadcompetente de cada Estado miembro, que en el caso de España le corresponde a lasComunidades Autónomas. Dentro del permiso de emisión se menciona el númerode derechos de emisión a asignar al titular de cada instalación. A través de los Pla-nes Nacionales de Asignación (PNA) los Estados miembros, siguiendo el marco esta-blecido por la Directiva, especialmente en su anexo III posteriormente explicado porla Comisión Europea, determinan el número de derechos de emisión a asignar acada instalación, teniendo en cuenta principalmente criterios como el compromisoasumido frente a los demás Estados miembros del reparto de la carga del -8% delos compromisos de Kioto, la capacidad de reducción de los sectores vinculados porla Directiva y las emisiones de los denominados sectores difusos. Los derechos deemisión son asignados para el período total, repartidos y entregados anualmente;su vigencia está determinada a la duración de cada período. Año a año, las instala-ciones deben entregar un número de derechos de emisión que correspondan a lasemisiones verificadas del año anterior. La no entrega de dichos derechos da lugar asanciones económicas y administrativas frente al registro de emisiones. Económica-mente se tendrá que reconocer como sanción 40 euros por cada tonelada de CO2

en el período 2005-2007 o 100 euros en el período 2008-2012.

El primer informe de la Comisión Europea (junio de 2006) frente a la situación decumplimiento y entrega de derechos, ha reflejado que más de 8.900 instalaciones querepresentan el 99% de las emisiones cumplieron con sus obligaciones de notificaciónde emisiones, que al ser verificadas independientemente arrojan un resultado de unacantidad menor de emisiones en el año 2005. Dicho dato es interpretado en dos sen-tidos, o bien se han reducido realmente las emisiones o por el contrario, la asignacióninicial ha sido excesiva, lo que, como se expondrá más adelante, fue lo que sucedió ycondicionó el comportamiento del mercado dejando los precios de los derechos deemisión (DEUE), según el contrato 2007, a valores inferiores al euro. Esta última situa-ción ha llevado a que la Comisión sea más exigente frente a la asignación hecha enlos segundos Planes Nacionales de Asignación (PNA), situación que sin más será la ga-rantía de liquidez del mercado en el futuro.

Respecto a la elaboración de los PNA por parte de los Estados miembros de manera so-berana, se ha encontrado que difieren entre sí en temas fundamentales como la metodo-logía de asignación global y para cada sector, lo que podría conllevar a una repercusiónnegativa del mercado interior, ante lo cual, la Comisión estudia alternativas para armoni-zar aspectos como la incorporación de nuevos entrantes, la fijación de límites en el pro-ceso de asignación y mayor claridad en lo relacionado con la subasta y los indicadores dereferencia, sobre todo para lograr una óptima transparencia dentro del mercado.



111



4.2. Política energética, tecnologías de producción de electricidad y reducción de emisiones de CO2

En el Libro Verde56 para una Estrategia europea para una energía sostenible, competiti-va y segura se plantea la consecución de una política energética orientada a la seguri-dad y competitividad del suministro de energía, que sea a su vez más sostenible.

En las conclusiones del Consejo Europeo de la primavera de 2007 se recogen los obje-tivos planteados en el Libro Verde reafirmando las principales causas y objetivos a se-guir para una nueva Política Europea en materia de energía integrada dentro de la Es-trategia de Desarrollo Sostenible y el Programa Europeo contra el Cambio Climático.

En este aspecto se subraya la necesidad de conseguir el objetivo estratégico de limitarel aumento de la temperatura media mundial a no más de 2 °C por encima de los ni-veles preindustriales, para lo cual se necesita que el enfoque sea integrado en los ám-bitos energético y climático, habida cuenta que las principales fuentes de emisionesde GEI se encuentran en la producción y consumo de energía. Los objetivos de estanueva Política Energética para Europa, respetando plenamente la opción tomada porlos Estados miembros en relación con la combinación energética y la soberanía sobrelas fuentes de energía primaria, y sobre la base de un espíritu de solidaridad entre losEstados miembros, se han resumido en los siguientes:

• seguridad de suministro,

• garantía de la competitividad de las economías europeas y la disponibilidad de unaenergía asequible,

• promoción de la sostenibilidad ambiental y lucha contra el cambio climático.

Por su parte el plan de acción global adoptado en el Consejo de Primavera, en elámbito de la energía para el período 2007-2009 para desarrollar Una política ener-gética para Europa, señala que la combinación de energías elegida por los Estadosmiembros puede repercutir en la situación energética de otros Estados miembros yen la capacidad de la Unión para alcanzar los tres objetivos de la Política Energéticapara Europa. De igual forma establece la manera en que pueden lograrse progresossignificativos en el funcionamiento eficaz y la realización plena del mercado interiorde gas y electricidad de la UE, así como un mercado más interconectado e integra-do; abordando a su vez, sin restar importancia, la seguridad de abastecimiento ener-gético y la respuesta a posibles crisis. Por lo que se refiere a la seguridad de abaste-cimiento, es importante el fortalecimiento de los acuerdos bilaterales entre la UE—en una sola voz— y todos sus proveedores y así garantizar la fiabilidad de los flu-jos energéticos hacia la Unión.

56 COM(2006) 105 final, de 8 de marzo de 2006.

112

4.3. Precio del CO2 en la Unión Europea y en el mercado internacional de emisiones

El mercado internacional de carbono se caracteriza porque en él se comercializan “tí-tulos de carbono” (llamados también derechos y créditos) que el comprador recibe, acambio de un precio, para cumplir sus objetivos de mitigación de cambio climático. Laforma de pago puede ser en efectivo, a través de participación social, deuda o aporta-ción tecnológica de última generación (IETA, 2006).

Los tipos de transacciones, a su vez, se estructuran en dos grandes categorías: por unlado, las que se basan en derechos de emisión, en las que compran y venden títuloscreados y asignados (gratuitamente o por subasta) por las autoridades nacionalescompetentes dentro de un régimen de comercio de emisiones. Ejemplo de ello es elcomercio internacional de emisiones del Protocolo de Kioto, las Unidades de CantidadAtribuida (UCA) y el Régimen Comunitario de Derechos de Emisión (DEUE).

En cuanto al otro tipo de transacciones —basada en proyectos—, tienen como basede comercialización los créditos de emisión originados en un proyecto que al ser eje-cutado produce menos emisiones comparado con el escenario en ausencia de dichoproyecto. Los títulos generados en estos proyectos generalmente se utilizan paracumplir los compromisos de reducción, como son los Certificados de Reducción deEmisiones (CRE), que provienen de los proyectos de Mecanismos de Desarrollo Limpio(MDL), las Unidades de Reducción de Emisiones (URE) obtenidas con la certificaciónde los proyectos del Mecanismo de Aplicación Conjunta (MAC), y los títulos prove-nientes de proyectos forestales, que para el caso europeo no son aceptados. A su vezlos créditos de proyectos se utilizan en el segmento del mercado voluntario.

Es importante tener en cuenta que tanto los CRE como las URE, al utilizarse paracumplir las obligaciones aceptadas tanto en el Protocolo de Kioto como en el Régi-men Comunitario, tienen el mismo valor que las UCA y los DEUE, sin presentar ningu-na diferencia sustancial una vez sean emitidas y otorgadas. Sin embargo el precio delos créditos se ha venido manteniendo por debajo de los títulos asignados en los regí-menes de cumplimiento, entre otras cosas, porque se han comprado a futuro, asu-miendo incertidumbre y riesgo tanto en la ejecución del proyecto, la reducción real yverificada de las emisiones, como de no emisión de los títulos.

El año 2006 ha sido definitivo para impulsar el mercado internacional de carbono; enlo referente a Europa, se cumplía el primer año del régimen dejando valiosa informa-ción para la toma de decisiones venideras.

En el ámbito internacional del mercado de emisiones, impulsado por el régimen co-munitario de derechos de emisión, se llevaron a cabo transacciones por un valor cer-cano a los 30.000 millones de dólares. En la UE, en el año 2005, las transacciones al-canzaron el valor de 8.200 millones de dólares-EE.UU., que correspondieron a 322millones de toneladas de CO2e.

A su vez, el Régimen comunitario ha marcado el precio también para las transaccionesde proyectos, en especial para los CRE.



113



En 2005, se transaron cerca de 374 millones de toneladas de CO2 provenientes delMDL por lo que se pagó 2.700 millones de dólares.

Figura 16Historial del precio del CO2 ( EUA de primer período)

Los Comienzos

CRSS

Declive

La Maduracióndel Mercado

abr-0

3jun

-03

ago-

03oc

t-03dic

-03feb

-04ab

r-04jun

-04

ago-

04oc

t-04dic

-04feb

-05ab

r-05jun

-05

ago-

05oc

t-05dic

-05feb

-06ab

r-06jun

-06

ago-

06oc

t-06dic

-06feb

-07ab

r-07jun

-07

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

Fuente: CO2Spain - Point Carbon.

El precio del CRE se mantuvo por encima de los 7,23 dólares (EE.UU.). Sin embargo,en el año 2006 ya se ha empezado a reflejar el aumento en el precio de estos crédi-tos, alcanzando los 11,45 dólares americanos.

La intención de los promotores unilaterales y vendedores es igualar el precio de loscréditos a los de los derechos de emisión. Por ejemplo, en julio de 2007 se cerró unatransacción de 400.000 Tm de CO2e, fijándose el precio futuro de cada CRE en 15,60dólares (ENERVÍA, 2007).

Las empresas europeas y japonesas siguen siendo los principales compradores de CRE,ya que detentan la propiedad del más del 90% de estos créditos, y China es el paíscon mayor recepción de proyectos e inversión en este sentido.

Como se dijo anteriormente, el Régimen comunitario influye significativamente en elmercado internacional de emisiones y por ende en el precio de los derechos y crédi-tos; pero en los dos primeros años del primer período de cumplimiento interno, esterégimen se ha visto fuertemente influido por los mercados del gas natural y del pe-tróleo, los derivados de combustibles y la electricidad. A su vez, el mercado de carbo-no ha influido en los mercados del gas, del petróleo y de la electricidad, lo que ha lle-vado a que se tenga en cuenta el precio del carbono en las decisiones de negocio. Lavolatilidad del precio del DEUE en 2006 ha significado un gran impacto en las compa-ñías europeas de electricidad.

114

Figura 17Precio del CO2. Los comienzos. Un mercado dominado por la regulación



Directiva

Frío

Rechazo CEde PNA

Calor

CE Admite PoderesLimitados

Otros PNArelevantes

PNA UK y su Proceso Transparente

abr-03 jun-03 ago-03 oct-03 dic-03 feb-04 abr-04 jun-04 ago-04 dic-04 feb-

5,00

7,00

9,00

11,00

13,00

15,00


Sin embargo ha habido “distorsiones” en el precio del DEUE para el primer período, locual, sin duda, ha repercutido en el precio de los créditos en el mercado internacional.

En abril de 2006, dada la corrección al Plan Nacional de Asignación para el período2008-2012, se encontró que para el primer período se había realizado una asignaciónbastante generosa, situación que inmediatamente repercutió en el mercado produ-ciendo una bajada en el precio del DEUE a menos de la mitad de su precio cotizado.

Conforme a las conclusiones del primer informe de la Comisión Europea acerca delfuncionamiento de la primera etapa del mercado de derechos de emisión de CO2 (Eu-ropean Commission, 2006c), se confirma que se ha reflejado una sobre estimación delas emisiones de referencia, lo que ha llevado a una mayor asignación de derechos,que conduce al incumplimiento del objetivo medioambiental y, por otra parte, trans-mite falta de transparencia al mercado, lo que hizo caer el precio de forma tan signifi-cativa. Los derechos de emisión de la primera fase, año 2007, cotizan por debajo de 1euro por tonelada de CO2e.

En cuanto al precio futuro de los DEUE asignados para la segunda fase de cumplimen-to se mantiene por encima de los 20 euros, valor que tenderá a subir a medida que seacerque el cierre de este período.

Los cuadros que figuran a continuación son explicativos de lo anterior:

115



Figura 18Precios de EUA (en euros desde 1 de junio 06)

jun-06 jul-06 ago-06 sep-06 oct-06 nov-06 dic-06 ene-07 feb-07 mar-07

0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

Dic. 07 (Fase I)

Dic. 08 (Fase II)


Figura 19Precios de CO2e en maduración.

Influencia de regulación, el tiempo y precios energéticos

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

abri-

06

mar

z-06

febr-0

6

ener-

06

dici-0

5

novi-

05

octu

-05

sept

-05

agos

-05

juli-0

5

juni-0

5

may

o-05

abri-

05

mar

z-05

febr-0

5

ener-

05

I: inviernomoderado,PNAgenerosos

I: invierno mássevero, recortesen PNA crudo ygas al alza

II: Correcciones crudo,gas y CO2

IV: señales variables sobre el tiempoy los precios energéticos

V: invierno severo,electricidad al alza,límite visto de 35a 45€ por cambiode combustible


116

Figura 20Precios recientes de EUA



0,00

5,00

10,00

15,00

20,00

25,00

30,00

Relativa estabilidad en preciosde segundo período

Caída libre de preciosde primer período

jun-06 jul-06 ago-06 sep-06 sep-06 oct-06 nov-06 dic-06 ene-07 feb-07 mar-07 abr-07 may-07


Tabla 37Emisiones de CO2e según fuentes de energía y tecnología aplicada

Fuentes de energíaTecnología considerada

para el cálculo de costes

Gas natural

Turbina de gas de ciclo abierto

Emisiones GEI (kg CO2e/MWh)

Eficiencia

440 40%

CCGT (Turbina de gas de ciclo combinado)

400 50%

Petróleo

Motor diésel 550 30%

CP (Combustible pulverizado condesulfuración de los gases de escape)

800 40-45%

Carbón

Centrales convencionales 1.000-1.200 35-40%

CLF (Combustión de lecho fluido circulante)

800 40-45%

CCGI (Ciclo combinado con gasificación integrada)

750 48%

Energía nuclear Reactor de agua ligera 15 33%

BiomasaCentral de generación a partir de biomasa

30 30-60%

Energía eólicaTerrestre 30 95-98%

Marítima 10 95-98%

Energía hidroeléctricaCentral grande 20 95-98%

Central pequeña (<10MW) 5 95-98%

Energía solar Fotovoltaica 100

Fuente: European Commission (2007a) (traducción propia) y elaboración propia.

117



4.4. Cálculo del coste evitado de CO2e

El objetivo es calcular el coste evitado de emisión de CO2 en el supuesto de que sellevara a cabo un programa de construcción de centrales nucleares como el descritoen capítulos anteriores.

Para ello, y como primer paso, se explicita las emisiones específicas por tecnologías degeneración eléctrica, según se señala en la tabla 37.

A continuación se calcula la producción de electricidad (hasta 2030) de las centralesnucleares puestas en servicio, según la hipótesis de trabajo (tabla 38).

Y también las emisiones de CO2e evitadas, como resta de las emisiones específicas dela tabla anterior por la producción año a año, para el supuesto de que la energía eléc-trica de origen nuclear hubiese sido suplida por:

• Carbón.

• Gas en turbina de ciclo combinado.

Esto se expresa en la tabla que figura a continuación:

Tabla 38Emisiones de CO2e evitadas

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

Potencia nuclear añadida 2.000 2.000 4.000 3.000

Saldo neto de nueva potencianuclear

2.000 4.000 4.000 4.000 4.000 4.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 11.000

Horas/año 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000 8.000

Factor de disponibilidad 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95 0,95

Nueva energía nuclear producida (GWh)

15.200 30.400 30.400 30.400 30.400 30.400 60.800 60.800 60.800 60.800 60.800 83.600

Emisiones evitadas (CO2e):

Emisiones CCGT - nuclear (400-15 kg/MWh)

385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385

CCGT, TM CO2/año 5.852.000 11.704.000 11.704.000 11.704.000 11.704.000 11.704.000 23.408.000 23.408.000 23.408.000 23.408.000 23.408.000 32.186.000

Emisiones carbón - nuclear(800-15 kg/MWh)

785 785 785 785 785 785 785 785 785 785 785 785

Carbón, TM CO2/año 11.932.000 23.864.000 23.864.000 23.864.000 23.864.000 23.864.000 47.728.000 47.728.000 47.728.000 47.728.000 47.728.000 65.626.000


118

Una vez obtenidas las TM de CO2e evitadas, año a año (hasta 2030), el paso siguiente,en definitiva, el más incierto, es su valoración.

En vista de lo dicho en puntos anteriores, parece claro que en el período posterior aKioto las restricciones medioambientales serán mayores, lo que deberá traducirse enmayores precios de CO2e. Para ello, se han supuesto tres escenarios de precios, aun-que seguramente en 2018 se estará más cerca del escenario bajo y en 2030 del alto.

También se ha supuesto que, a partir de 2018, un euro es igual a un dólar estadouni-dense.

Tabla 39Escenarios de precios



Escenario Precio (euros/TM)

Bajo 25

Medio 50

Alto 75


En vista de lo anterior, la valoración del CO2 se expresa como sigue en la tabla 40, unapara el gas y otra para el carbón.

De todo ello, se deducen los siguientes valores actualizados netos, en millones de eu-ros a 1/01/2008, descontados al 2,5% anual y calculados hasta 2030, como el costede las emisiones evitadas con distintas hipótesis.

119



Tabla 40Valoración del CO2 evitado por emisiones de combustión de gas (CCGT) y carbón

Coste evitado(millones euros/año)

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030Suma delperíodo

Valor en euros2008 del flujo

de ahorros

Sustituyendo Ciclo combinado de gasPrecios del derecho

25 euros 146,30 292,60 292,60 292,60 292,60 292,60 585,20 585,20 585,20 585,20 585,20 804,65 5.339,95 3.446,34

50 euros 292,60 585,20 585,20 585,20 585,20 585,20 1.170,40 1.170,40 1.170,4 1.170,40 1.170,40 1.609,30 10.679,90 6.892,68

75 euros 438,90 877,80 877,80 877,80 877,80 877,80 1.755,60 1.755,60 1.755,60 1.755,60 1.755,60 2.413,95 16.019,85 10.339,02

Sustituyendo CarbónPrecios del derecho

25 euros 298,30 596,60 596,60 596,60 596,60 596,60 1.193,20 1.193,20 1.193,20 1.193,20 1.193,20 1.640,65 10.887,95 7.026,96

50 euros 596,60 1.193,20 1.193,20 1.193,20 1.193,20 1.193,20 2.386,40 2.386,40 2.386,40 2.386,40 2.386,40 3.281,30 21.775,90 14.053,91

75 euros 894,90 1.789,80 1.789,80 1.789,80 1.789,80 1.789,80 3.579,60 3.579,60 3.579,60 3.579,60 3.579,60 4.921,95 32.663,85 21.080,87

Tasa de descuento 2,5% anualFuente: elaboración propia.

Como se observa, el coste de las emisiones evitadas (hasta 2030)57 es un componentecasi tan relevante como el valor añadido bruto en la economía española derivado dela construcción de los once grupos nucleares contemplados en la hipótesis.

Dicho en otras palabras, desde un punto de vista macroeconómico, los costes de emi-sión evitados son y deben ser un componente muy relevante en los cálculos de renta-bilidad de las instalaciones de generación eléctrica, siempre y cuando las unidades degeneración, es decir, las empresas eléctricas, pagasen los costes del CO2 emitido.

Pero ocurre que hasta ahora, los gobiernos de los países de la UE, a través de los PNAhan asignado gratuitamente gran parte de las necesidades de derechos a las instala-ciones de generación, en mayor o menor medida según países.

Y por otro lado, con sistemas horarios marginalistas para la formación de los precioseléctricos, como es el caso español, la repercusión del coste del CO2 sobre el consumi-dor es inmediata, produciendo además un extra —beneficios en las unidades de ge-neración que no emiten CO2 (o lo hacen en menor medida que la unidad que estámarcando precio) siempre y cuando la unidad marginal sea combustionadora, es deciremisora de gases de efecto invernadero—.

57 El Presidente del Foro de la Industria Nuclear Española, Eduardo González Gómez, señala que constru-yendo 15.000 MW nucleares entre 2008 y 2020, se conseguirían 120.000 TWh con un coste en el entor-no de 40 €/MWh, que evitarían 60 millones de toneladas de CO2, como alternativa frente al gas y 120frente al carbón (GONZÁLEZ GÓMEZ, E., 2006).

120

Por tanto, hasta ahora las empresas eléctricas no han notado el auténtico coste delCO2, pero pudiera no seguir siendo así en el futuro, si la asignación de derechos pasade ser básicamente gratuita a ser otorgada mediante subasta o si los sistemas de for-mación de precios abandonan el marginalismo y pasan a ser bilaterales a plazo.

Finalmente, teniendo en cuenta que un cálculo de los costes evitados es algo relativoy más cuando se proyecta a futuro, el coste evitado de la generación nuclear se consi-dera, obviamente, respecto a una alternativa: se define frente a centrales de carbón ogas que alternativamente se hubieran construido para atender a la demanda eléctricaprevista. Es decir que las cifras aquí estimadas constituyen el máximo obtenible a par-tir de la hipótesis analizada. En función del diseño eléctrico futuro, de su estructura degeneración, el coste evitado se definiría en un rango que iría desde cero (no hay susti-tución de la estructura actual) hasta las cifras aquí estimadas (se habría sustituidoproducción con gas y carbón por nuclear).

También, por último, es preciso considerar que los precios que se han supuesto conlle-van un alto grado de volatilidad, toda vez que aventurar el precio de cualquier com-modity a partir de 2018 (e incluso antes) es sumamente arriesgado.

5. UNA VISIÓN GLOBAL SOBRE LOS EFECTOS EN LA ECONOMÍA ESPAÑOLA DE UN PROGRAMA DE CONSTRUCCIÓN DE CENTRALES NUCLEARES

Una vez definidos los parámetros básicos del proyecto de construcción de centralesnucleares que se analiza en este Informe, cuestión acometida en la primera parte, enla segunda se ha abordado la estimación de dos efectos fundamentales derivados dela puesta en marcha del mismo. De un lado, su efecto inmediato sobre la economíaespañola, lo que se lleva a cabo a través del análisis de los impactos, directos, indirec-tos e inducidos, de la inversión necesaria para el desarrollo del proyecto. En segundolugar, se ha estudiado el efecto, también de orden económico, de la reducción de emi-siones de CO2 a la atmósfera al considerar que la generación eléctrica derivada de lamaterialización del proyecto nuclear sustituye a la producción que se habría generadocon otras fuentes cuya combustión emite mucho más volumen de este gas, en con-creto, gas y carbón.

Previo a la elaboración de tales estimaciones y con el fin de contextualizarlas, se hadesarrollado un sintético análisis de la situación de la generación nuclear de electrici-dad, que permite concluir lo siguiente:

• En el momento actual, la electricidad generada por reactores nucleares tiene unagran importancia, ya que para el conjunto mundial su peso se sitúa en torno al 15-20% de la generación anual total de electricidad, cifra que se supera en muchos delos países desarrollados. Lo cual implica que se registra una concentración impor-tante de estas instalaciones en los países desarrollados, lo que estaría, en relacióncon las características de esta técnica de generación, más al alcance, hasta el mo-mento, de los países económicamente más ricos. No obstante, en la actual fase dedesarrollo de la industria nuclear, son los menos desarrollados más dinámicos los



121



que están a la cabeza. A pesar de ello, en la perspectiva de futuro, los países desarro-llados parecen estar apuntando hacia un nuevo resurgimiento de la energía atómica.Así, por ejemplo, en Estados Unidos se estima que “en los próximos meses la NuclearRegulatory Commission (NRC) espera recibir 12 solicitudes para construir otros tan-tos nuevos reactores nucleares en siete lugares diferentes. Se preparan planes paraotros 15 reactores más, en once localizaciones distintas”58. Las compañías eléctricasnorteamericanas señalan tres razones, al menos, para el optimismo en cuanto alavance de las centrales nucleares en su país: el cambio en las condiciones de la in-dustria energética (en lo que se refiere, particularmente, al control de las emisionesde CO2), la dinamización de los procedimientos del regulador para obtener permisosy la readaptación de las técnicas de construcción, para, sobre todo, reducir tiempo59.

• En este perfil de la generación nuclear de electricidad, la Unión Europea juega unpapel destacado, pues cuenta con un tercio de las instalaciones de este tipo exis-tentes en el mundo y genera con ellas cerca de un 40% de su demanda anual deelectricidad. La mayoría de los países miembros de la UE cuenta con instalacionesnucleares en su territorio, constituyendo en algunos casos la fuente fundamental degeneración de electricidad.

• Los problemas que viene acarreando a diversos países de la UE la fuerte dependen-cia de Rusia para el suministro de gas natural, de igual modo que la dependenciatambién en el suministro de petróleo, con una oferta muy concentrada e instru-mentalizable60, así como los compromisos derivados de la adopción del Protocolode Kioto, en cuanto a reducción de la emisión de gases de efecto invernadero, estánllevando a las autoridades comunitarias a considerar la expansión de las instalacio-nes nucleares en el territorio comunitario como una de las opciones alternativas ala producción de electricidad con los combustibles fósiles. En esta perspectiva, va-rios países comunitarios parecen estar desarrollando propuestas efectivas de cons-trucción de centrales, particularmente en algunos de los nuevos miembros.

• En España hay actualmente en funcionamiento un total de ocho centrales nuclea-res que suman 7.727,8 MW de potencia. La mayor parte de las nucleares españolasse instalaron en la década de los años ochenta, siendo Vandellós II y Trillo las últi-mas centrales que se conectaron a la red en España, en 1988. La potencia instaladaen nucleares representa el 9,4% del total nacional, a 31 de diciembre de 2006. Lascentrales nucleares generaron a lo largo de este año casi el 22% de la electricidad

58 The Economist, 8-14-,9-2007, p. 66; y continúa afirmando el semanario británico que “Será la primerasolicitud completa para construir centrales nucleares en treinta años. Si tiene éxito, el número de reacto-res en el país se incrementará en casi un tercio”. En el mes de septiembre de 2007 se han presentadodos solicitudes por parte de NRG Energy y South Texas Project Nuclear Operating Company a la autori-dad reguladora de los Estados Unidos (THE NUCLEAR COMMUNICATIONS NETWORK, News in Brief /No. 29 / 25 September 2007).

59 The Economist, 8-14-,9-2007, p. 67, y concluye: “A pesar de todo, Mr. Klein [de la NRC] cree que la ex-pansión de la energía nuclear está ahora en movimiento y es poco probable que se ralentice por cuestio-nes concernientes a qué hacer con los residuos nucleares”.

60 Dada la ubicación de las reservas en países conflictivos, al menos en la perspectiva occidental.

122

producida. Estos datos evidencian un buen rendimiento de las centrales nuclearesen España. En los próximos años, toda vez que no hay grupos nucleares en cons-trucción, este peso de energía nuclear, tanto en cuanto a potencia instalada como aenergía producida, se irá reduciendo.

• En este contexto es donde se plantea la hipótesis consistente en la construcción pro-gresiva de varios reactores en España, que lleve a un 30% del total de la generaciónde energía eléctrica de origen nuclear, en un horizonte cercano al año 2030. En la pri-mera parte de este estudio se ha tratado de demostrar que la hipótesis planteada esfactible y, por tanto, realizable en el contexto del sistema eléctrico español y con suscondicionantes actuales. Además, en nuestra opinión, esta hipótesis contiene venta-jas palpables, no solo en cuanto a los efectos ambientales positivos, sino también encuanto a una mayor seguridad de suministro y menor dependencia de combustiblesexternos, cuestiones en las que se ha profundizado. En última instancia, la hipótesisplanteada nos acercaría a los estándares medios de la Unión Europea, en cuanto apotencia nuclear instalada en la generación eléctrica.

• Con el fin de analizar algunos de los efectos más significativos de esta hipótesis, sehan llevado a cabo dos tipos de estimaciones. Una primera, para evaluar los efectoseconómicos inmediatos de la construcción. Y otra segunda, para conocer el impactoeconómico positivo del proyecto derivado del ahorro de emisiones de gases deefecto invernadero, en concreto de CO2, a causa del aumento del peso relativo de lageneración eléctrica nuclear.

• Otro asunto se refiere a la cuestión de la competitividad de la electricidad generadapor centrales nucleares. En este estudio no se profundiza en tal cuestión toda vezque la competitividad del kilovatio-hora nuclear (dentro de más de 10 años) depen-derá de muchas variables, entre otras, del tipo de interés, de las subvenciones quepuedan seguir recibiendo las energías renovables, del precio de los derechos de emi-sión (en caso de que siga existiendo un mecanismo como el actual) y de los costesde inversión y de combustible de otras alternativas, principalmente el gas y el car-bón. No obstante, es preciso señalar que, en el pasado, el coste de generación nu-clear ha estado condicionado por el elevado peso de la inversión en las centrales,marcado por la extensión de los períodos de licenciamiento y de la propia construc-ción de las centrales, lo que ha significado una carga financiera elevada para el pre-cio final de la electricidad producida por esta tecnología.

• Los costes fijos suponen una proporción significativa del total, en porcentajes queoscilan, según los países, entre el 60 y el 80%. Bajo esta perspectiva las variacionesal alza en los precios de los combustibles fósiles juegan a favor de la competitividadde la energía nuclear. El precio de su materia prima, el uranio, aunque está sujetotambién a cierta volatilidad, tiene escasa incidencia en el coste total de la produc-ción (una repercusión inferior al 10% del coste final total del kWh).

• Mayor relevancia puede adquirir la evolución de los tipos de interés que cargan, enmayor proporción que el combustible, sobre los costes finales totales de las centra-les: se situarían en torno al 20%, para unos tipos nominales del 5-6%, con repercu-siones de mayor envergadura que las que traslada a otras tecnologías eléctricas.



123



Dada la importancia de los costes fijos en esta actividad, el período de amortizaciónjuega un papel relevante a la hora de definir los costes de generación.

• Una tercera cuestión relevante hace referencia a la importancia diferencial de lasemisiones de CO2 de cada una de las tecnologías de generación eléctrica. Por últi-mo, también ha de considerarse si el sistema de regulación contempla o no la exis-tencia de pagos por reserva de potencia y la posibilidad (o no) de que tales pagosno sean homogéneos y discriminen en función de las diferentes tecnologías, a causade criterios establecidos en las políticas energéticas respectivas.

• Adicionalmente, otro elemento, junto a la estructura productiva y los costes, a teneren cuenta para el futuro del sector, hace referencia a la demanda futura de energíaprimaria y a la estrategia energética europea. Atendiendo a las previsiones publica-das por la AIE, en el año 2030 el suministro de energía primaria en el mundo ascen-dería a 17.100 Mtep, para un escenario de referencia con las actuales políticas ener-géticas. Esta cifra supone un incremento en el suministro de energía del 50% frenteal dato registrado en el año 2005. En cuanto a la distribución por fuentes de ener-gía, la energía nuclear aportará en 2030 el 5%, disminuyendo ligeramente el pesoen este balance energético global. En cuanto a la producción de energía eléctrica enel mundo, las estimaciones de la AIE prevén que esta se duplique en el año 2030, enel escenario de referencia. En la composición del balance eléctrico, la energía eléc-trica de origen nuclear perdería peso, según estas estimaciones, pasando del 16%que representa actualmente al 10% en 2030.

• En la Unión Europea, en el año 2030 la demanda de energía primaria para la UE-25alcanzará los 1.895,2 Mtep, lo cual supone un incremento del 14,6% frente a la de-manda registrada en el año 2000. Atendiendo a la estructura de la energía primariapara el conjunto de la UE-25, la participación de la energía nuclear en el balance ex-perimentará un ligero descenso, frente al 14,4% que suponía en el año 2000, se situa-rá en el 11,1% en 2030. En cuanto a las previsiones de consumo de energía eléctrica,la Comisión Europea estima en 4.366,6 TWh la demanda de energía eléctrica en laUE-25 para el año 2030, lo cual supone un incremento del 50,5% frente a la deman-da registrada en el año 2000. Atendiendo a la estructura de generación de energíaeléctrica, la electricidad de origen nuclear experimenta un considerable descenso y,frente al 30,7% que suponía en el año 2005, se sitúa en el 18,7% en 2030. Sin embar-go, siguen existiendo países como Francia, Suecia, Finlandia, las repúblicas Bálticas,Rumania, Bulgaria, posiblemente el Reino Unido e inclusive Suiza en los que la electri-cidad de origen nuclear seguirá contribuyendo al total con más del 30%.

• Y las previsiones de la Comisión Europea de demanda de energía primaria para Es-paña se sitúan, para el año 2030, en 177,2 Mtep lo cual supondría un incrementodel 24,6% frente a la demanda registrada en el año 2005 (142,2 Mtep). Atendiendoa la estructura de la demanda, la energía nuclear aumenta su participación en el ba-lance de energía primaria y, frente al 11,5% que suponía en el año 2005, se sitúa enel 13,1% en 2030. En cuanto a las previsiones de generación de energía eléctricapara España, la Comisión la estima para el año 2030 en 425.191 GWh, lo cual supo-ne un incremento del 50,4% frente a la producción registrada en el año 2005(282.609 GWh). Atendiendo a la estructura de producción, la energía eléctrica de

124

origen nuclear mantiene su peso en el balance eléctrico, en 2005 el 22,5% de laelectricidad generada se producía en centrales nucleares; según la Comisión Euro-pea en 2030 el porcentaje será del 21,1%.

• Y, por último, en este terreno de la contextualización previa, conviene enfatizarcómo, a pesar de los esfuerzos de la Comisión Europea, hasta este momento no seha articulado una política energética común, manteniéndose el grueso de este tipode políticas bajo competencia de cada Estado miembro. En el ámbito nuclear, sonlos Estados miembros los que deciden el uso o no de la energía nuclear en la pro-ducción de energía eléctrica. Así, encontramos países que han tomado recientemen-te la decisión de expandir la energía nuclear, en tanto que en otros Estados miem-bros se ha relanzado el debate sobre el uso de esta tecnología de generacióneléctrica en el futuro inmediato.

• Sintetizando, la Comisión Europea señala que los retos a los que actualmente debenenfrentarse todos los Estados miembros en política energética son: el cambio cli-mático, el aumento de la dependencia de las importaciones y los elevados preciosde la energía. Por estas razones, desde instancias europeas se destaca que la energíanuclear desempeña un importante papel en el mix energético, lo que no se manifies-ta de forma precisa en sus predicciones.

• En cuanto a la política energética en el ámbito nuclear en España, el Plan EnergéticoNacional de 1983 (PEN-83) estableció la moratoria nuclear, que afectó a la cons-trucción de Lemóniz I y II, Valdecaballeros I y II y Trillo II. Esta decisión fue ratificadapor la Ley 40/1994 de Ordenación del Sistema Eléctrico Nacional, que decidió laparalización de las centrales nucleares en moratoria. Actualmente, los objetivos depolítica energética en materia nuclear se dirigen fundamentalmente al manteni-miento del parque en condiciones óptimas de seguridad y fiabilidad, sin que por elmomento se plantee la construcción de nuevas centrales nucleares por parte de lasinstancias políticas oficiales.

• Es en este contexto donde se plantea la hipótesis de este trabajo, consistente endesarrollar la construcción de centrales nucleares que incorporarían 11.000 mega-vatios de potencia en el sistema eléctrico español.

• Para realizar tal estimación, se ha supuesto un coste de inversión (es decir sin incluirintereses intercalarios ni una asignación de overhead costs), en euros corrientes, de3.000 millones por cada grupo de 1.000 Mw. Esta cifra no incluye recarga inicial, niotros costes fijos de explotación inicial (gestión y administración de la central, per-misos municipales, gastos compensatorios para municipios adyacentes...) o de pri-mera puesta en funcionamiento. Estos se han considerado incluidos en los costesde operación y mantenimiento (O&M). Tampoco incluye seguros, salvo los que hu-biesen contratado los proveedores, constructores o contratistas, todos ellos relacio-nados con la obra. Y, como también se ha señalado anteriormente, esta cifra no in-cluye intereses intercalarios.

• En consecuencia, el coste corriente total del hipotético plan de construcción es de33.000 millones de euros, que en términos actualizados a 31/12/2007 sería de24.150 millones de euros (descontados al 2,5%).



125



• El componente nacional del programa de construcción nuclear sería aproximadamen-te del 59%. Parece razonable en el actual mundo globalizado considerar el 41% deltotal del coste como componente no nacional. En otras palabras, es posible que la in-dustria española pudiera ofrecer más, pero se ha supuesto que por motivos de cali-dad-precio una parte de la oferta nacional será provista fuera de nuestras fronteras.

• De todo ello se concluye que el impacto directo sobre el PIB (en el período 2009-2029) del programa de inversión es de 19.415 millones de euros en términos co-rrientes y de 14.257 millones de euros a 01/01/2008 (descontado al 2,5%).

• De forma agregada, este conjunto de inversiones tendría unos efectos totales (direc-tos e indirectos), sobre la producción valorados a precios del 2004, superiores a los23.000 millones de euros, es decir, algo más del 3% del PIB español en ese año, de loscuales el 54% correspondería a efectos directos mientras que el 46% restante se pro-duciría como consecuencia de las interacciones sectoriales o efectos multiplicadores.

• A modo de resumen, los efectos totales sobre el PIB y el empleo se situarían en tor-no al 0,04% anual, es decir, unos 450 millones de Valor Añadido y unos 7.000 pues-tos de trabajo, mientras que de forma agregada, para todo el período considerado,se superarían los 9.000 millones de euros de PIB y los 145.000 trabajadores/año.

Efectos económicos del programa de construcción nuclear.Total para todo el período (2009-2029)

INVERSIONES (Millones de € corrientes)

Compras interiores 19.415

PRODUCCIÓN (Millones de € de 2004)

Efectos directos 12.594

Efectos indirectos 10.690

Efectos totales 23.285

VALOR AÑADIDO (Millones de € de 2004)

Efecto total (directo+indirecto) 9.273

En tanto por mil del PIB total 0,37

Efecto inducido 1.339

Total (directo+indirecto+inducido) 10.722

En tanto por mil del PIB total 0,43

EMPLEO *

Efecto total (directo+indirecto) 148.630

En tanto por mil del empleo total 0,33

Efecto inducido 24.003

Total (directo+indirecto+inducido) 172.633

En tanto por mil del empleo total 0,38

* Se trata del flujo de puestos de trabajo generados cada año (que no necesariamente son puestos permanentes sino can-tidad de trabajo necesaria para generar el correspondiente valor añadido en cada año) por el número de años de duraciónde la construcción del proyecto. Esta cifra no significa, por tanto, un aumento neto en la población ocupada entre al año deinicio y el año de finalización.

126

• La determinación de los denominados efectos inducidos parte de la generación derentas derivada de la creación de empleo inducido por las inversiones realizadas. Losefectos inducidos sobre el conjunto del PIB ascenderían a un 0,04‰, y sobre el em-pleo supondrían algo más de 1.000 puestos de trabajo por año, un 0,05‰ del em-pleo medio del año. Para el conjunto del período los efectos inducidos alcanzaríanunos 1.440 millones de euros y unos 24.000 empleos/año. En conjunto, el proyectogeneraría el 0,43‰ del PIB y el 0,38‰ de los puestos de trabajo/año de todo elperíodo.

• Una cuestión importante, de difícil estimación dado el instrumental estadístico dis-ponible, sería la concerniente a los efectos inducidos en el terreno del desarrollo yla innovación tecnológica, tanto en el capítulo de investigación y desarrollo de equi-pos y sistemas nucleares como en el de know-how, en definitiva de mejora del capi-tal humano. La experiencia de la anterior oleada de construcción de reactores nu-cleares así lo avala; en torno a ella se forjó una incipiente industria nuclear que, apesar de sus dimensiones, mantiene una presencia singular en la escena económicainternacional y, de otro lado, también se desarrolló una generación de técnicos cua-lificados cuya presencia innovadora ha ido más allá de los estrechos marcos de lapropia industria, trasladando conocimientos a otros sectores industriales.

• En segundo lugar, el Informe ha estimado otro efecto significativo de un proyecto de es-tas características, midiendo el ahorro económico derivado de las muy inferiores emisio-nes de la tecnología nuclear respecto a las tecnologías de carbón y gas. En el contextodel cambio profundo que se introduce en la competitividad de las diferentes tecnologíaspor la aplicación del Protocolo de Kioto, se han aplicado los precios a los que se estánintercambiando las emisiones de CO2 en el mercado europeo al ahorro derivado de sus-tituir generación eléctrica con carbón o gas por nuclear.

Ahorro derivado de la generación de electricidad con centrales nucleares,por menor emisión de CO2



Coste evitado (millones euros) (Valor en euros 2008 del flujo de ahorros)

Precios del derecho Sustituyendo CCGT

25 euros 3.446,34

50 euros 6.892,68

75 euros 10.339,02

Sustituyendo Carbón

7.026,96

14.053,91

21.080,87

El análisis realizado lleva a la conclusión de que a lo largo de los años consideradosen el proyecto (desde la puesta en funcionamiento de los primeros reactores nuclea-res, 2018, hasta el año 2030), con la nueva potencia nuclear instalada se produciríaun ahorro de gastos situados en una horquilla que puede oscilar entre los casi 3.500y los 21.000 millones de euros (a precios de 2008), según sea el precio establecidopara las emisiones de CO2 y la tecnología sustituida en la generación eléctrica; lo quesignificaría, en este último supuesto, más de medio punto porcentual de PIB cada

127



año, como media. En la hipótesis máxima (sustituir carbón a 75 euros la TM de CO2

emitido) significará un importante ahorro en los costes de producción en la industriade generación eléctrica, más allá de los efectos ambientales con ello conseguidos.Conviene resaltar cómo el efecto de ahorro de emisiones es sumamente relevante,incluso comparado con el efecto sobre la actividad económica derivado de la cons-trucción de los reactores.

• En síntesis, el proyecto que se ha analizado en este Informe, de construcción decentrales nucleares con una potencia instalada de 11.000 MW, a lo largo del perío-do 2009-2030, coherente con los porcentajes de generación eléctrica de origen nu-clear de países de peso significativo de la UE-27, supondría la generación de valorañadido por un monto superior a los diez mil millones de euros (a precios constan-tes de 2008); la creación de unos 172.000 empleos/año, directos, indirectos e indu-cidos, y el ahorro de una cuantía importante de emisiones de CO2, cuyo valor se haestimado entre unos 3.500 y unos 21.000 millones de euros, según los supuestosconsiderados. Contribuyendo, además, al logro del objetivo estratégico de mejorarla seguridad del suministro eléctrico en España.

6. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

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El proyecto que se ha analizado en este Informe,de construcción de centrales nucleares con una potenciainstalada de 11.000 MW,a lo largo del período2009-2030, supondría la generación de valorañadido por un montosuperior a los diez milmillones de euros,la creación de unos172.000 empleos/año,directos, indirectos e inducidos, y el ahorro de una cuantíaimportante de emisionesde CO2, cuyo valor se ha estimado entre unos 3.500 y unos 21.000millones de euros.

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• www.world-nuclear.org. The World Nuclear Association.

133

ANEXO

134

LISTADO DE EMPRESAS, ENTIDADES E INSTITUCIONES CON LAS QUE SE HAN MANTENIDO REUNIONES, ENTREVISTAS Y OTROS TIPOS DE CONTACTOS DURANTE EL DESARROLLO Y LA ELABORACIÓN DEL INFORME



ANEXO

AMAC

AREVA

ASEGURADORES DE RIESGOSNUCLEARES (AIE)

ASINCE

ASOCIACIÓN ESPAÑOLA DE GRANDES CONSUMIDORES DE ELECTRICIDAD (AEGE)

CEOE

CÍRCULO DE EMPRESARIOS

COMISIONES OBRERAS

COMISIÓN NACIONAL DE ENERGÍA

CONFEDERACIÓN ESPAÑOLA DE ASOCIACIONES DE CONSUMIDORESY USUARIOS (CEACU)

CONSEJO SUPERIOR DE CÁMARAS DECOMERCIO DE ESPAÑA

COPYME

EMPRESARIOS AGRUPADOS

ENDESA

ENRESA

ENUSA INDUSTRIAS AVANZADAS

EQUIPOS NUCLEARES (ENSA)

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS INDUSTRIALES DE LA UNIVERSIDAD POLITÉCNICA DE BARCELONA

FORO DE LA INDUSTRIA NUCLEAR ESPAÑOLA

FUNDACIÓN DE ESTUDIOS DE REGULACIÓN

GENERAL ELECTRIC

GESTLINK

GREEN CROSS

GREENPEACE

IBERDROLA

IBERINCO

IDAE

INFIDE-UGT

INITEC

MINISTERIO DE INDUSTRIA, TURISMOY COMERCIO

MÜNCHENER RUC

RED ELÉCTRICA DE ESPAÑA

SEOPAN

SERCOBE (ASOCIACIÓN NACIONAL DEFABRICANTES DE BIENES DE EQUIPO)

SOCOIN

TECNATOM

TECNIBERIA

UNESA

UNESID

UNIÓN DE CONSUMIDORES DE ESPAÑA

UNIÓN FENOSA

UNIÓN GENERAL DE TRABAJADORES

UNIVERSIDAD COMPLUTENSE DE MADRID

UNIVERSIDAD DE ALICANTE

WESTINGHOUSE

SOCIOS DEL FORO DE LA INDUSTRIA NUCLEAR ESPAÑOLA

AMPHOS XXIAREVA NP ESPAÑA

CN ALMARAZCN ASCÓ

CN COFRENTESCN JOSÉ CABRERA

CN TRILLO 1CN VANDELLÓS II

COAPSA - CONTROLDOMINGUIS

EMPRESARIOS AGRUPADOSENDESA

ENUSA INDUSTRIAS AVANZADASEQUIPOS NUCLEARES

GENERAL ELECTRIC INTERNATIONALGHESA

HC ENERGÍAIBERDROLA

INITECLAINSA L.A.I.LAINSA S.C.I.NUCLENOR

PROINSASIEMSA ESTE

TAMOIN POWER SERVICES - TPSTECNATOM

TÉCNICAS REUNIDASUNESA

UNIÓN FENOSAWESTINGHOUSE TECHNOLOGY SERVICES

SOCIOS ADHERIDOS

ASOCIACIÓN ESPAÑOLA PARA LA CALIDADAGRUPACIÓN DE MUNICIPIOS EN ÁREAS CON CENTRALES NUCLEARES

CÁMARA OFICIAL DE COMERCIO, INDUSTRIA Y NAVEGACIÓN DE BARCELONACLUB ESPAÑOL DEL MEDIO AMBIENTE

CONSEJO SUPERIOR DE COLEGIOS DE INGENIEROS DE MINAS DE ESPAÑAETS INGENIEROS DE CAMINOS DE MADRID

ETS INGENIEROS DE MINAS DE MADRIDETS INGENIEROS INDUSTRIALES DE BARCELONA

ETS INGENIEROS INDUSTRIALES DE BILBAOETS INGENIEROS INDUSTRIALES DE MADRID

ETS INGENIEROS INDUSTRIALES DE VALENCIAETS INGENIEROS NAVALES DE MADRIDINSTITUTO DE INGENIERÍA DE ESPAÑA

SEOPANSERCOBE

Boix y Morer, 6 • 28003 [email protected]

www.foronuclear.orgTel.: +34 91 553 63 03

analisis economico proyecto construccion nuevas centrales nucleares

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