La industria nuclear española busca una vida extra en los minirreactores

Sus ventajosas prestaciones y aplicaciones han despertado tanto interés que se ha desatado una carrera a nivel global por conseguir los primeros modelos comerciales. Aunque son China y Estados Unidos quienes han tomado la delantera, países como Argentina, Canadá, Rusia, Reino Unido, Francia y Polonia también trabajan en ello y la propia Comisión Europea prepara un plan estratégico para acelerar el desarrollo y la producción industrial de este tipo de reactores en el continente. De hecho, para eso se creó hace un año la Alianza Industrial Europea sobre Pequeños Reactores Modulares (SMR), que ya cuenta con 340 miembros entre empresas, universidades y centros de investigación. Doce de ellos son españoles. Están, entre otros, el Ciemat (Centro de Investigaciones Energéticas, Medioambientales y Tecnológicas), fabricantes de componentes nucleares como ENSA, la empresa pública Enusa (que gestiona el uranio de nuestras centrales) y las ingenierías IDOM y Empresarios Agrupados. Todos juntos con la idea de que estos nuevos minirreactores se empiecen a desplegar en Europa a partir de 2030.

Es obvio que participar en el desarrollo de los primeros SMR es una gran oportunidad para la industria nuclear española, a la que le espera un futuro muy incierto ante el calendario de cierre de nuestras siete plantas nucleares previsto entre 2027 y 2035. Los SMR son una forma de comenzar a hacerse hueco en un mercado muy competitivo que empieza a despuntar. De hecho, algunas ya han dado un paso adelante y están involucradas en proyectos para el diseño y construcción de estos reactores nucleares avanzados. Son los casos de ENSA, IDOM o Empresarios Agrupados-Ghesa, por ejemplo.

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Raúl Masa

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«Contamos con toda la cadena de suministro, solo nos falta diseñar y fabricar un reactor propio. Tenemos todo el conocimiento ingenieril, fabricamos componentes y tenemos experiencia en operación de centrales como gran potencia nuclear que somos. La industria está preparada para desmantelar la flota, para operar a largo plazo y tenemos que estar también preparados cuando se acometan en España proyectos SMR, algo que va a pasar porque se van a necesitar», asegura Xavier Jardí, coordinador del Grupo SMR en la Plataforma de I+D+i de Energía Nuclear de Fisión (Ceiden). Este grupo cuenta con una treintena de miembros del sector público y privado, entre ellos universidades como la Politécnica de Madrid, Cataluña y Valencia; el Ciemat y parte del tejido empresarial.

Está claro que alcanzar ese nivel de desarrollo industrial no ha sido de la noche a la mañana. Se trata de un sector que se ha ido preparando desde hace décadas para estar a la vanguardia de esta tecnología. «La industria nuclear española cuenta con buena imagen en el exterior y reconocimiento internacional como una industria sólida y con capacidades tecnológicas, gracias también a que nuestras centrales nucleares funcionan bien. En los años noventa del siglo pasado comenzamos a salir fuera y a participar no solo en proyectos europeos sino también de Estados Unidos, Sudamérica, China... Nos internacionalizamos. Ahora está claro que el desarrollo de los SMR de agua ligera o los SMR de cuarta generación son una gran oportunidad para nuestro sector», considera Marta Vázquez, responsable de desarrollo de negocio de nueva construcción nuclear en Empresarios Agrupados-Ghesa.

A los SMR no les faltan atractivos. Europa ve en ellos una salida para lograr mayor independencia energética, sobre todo del gas ruso que tantos quebraderos de cabeza ha dado tanto por la falta de suministro como por sus elevados precios. Los SMR son además un aliado necesario para acelerar la transición energética que parece no avanzar con el ritmo al que Europa y sus gobiernos se han comprometido. «Es una energía fiable, disponible y libre de emisiones», defiende Jardí.

Y luego están las versátiles aplicaciones que presentan estos pequeños reactores. Con diseños más sencillos, su capacidad máxima es de 300 MW frente a los 1.000-1.500 MW de las grandes centrales nucleares. «Esto facilita que los componentes también sean más pequeños y más manejables, que su logística resulte menos complicada e incluso se puedan transportar por carretera», dice Marta Vázquez. Al ser más pequeños requieren menos superficie para su instalación que una central tradicional, generan menos volumen de residuos radiactivos y no necesitan una fuente de agua refrigerante cercana como ocurre con las grandes plantas nucleares, que se además se levantan in situ y a medida.

Por tanto, los SMR permiten mucha más flexibilidad de ubicación. Se puede ir agregando módulos adicionales a medida que aumenta la demanda de energía. Al poder fabricarse, se ahorra mucho tiempo en la construcción y en financiación. Y operan durante periodos más largos sin necesidad de recargar combustible. Según la IAEA, recargan cada 3 a 7 años frente a los 1 a 2 años de los reactores tradicionales. «Algunos modelos incluso trabajan en un ciclo cerrado y reprocesan el residuo radiactivo», destaca Jardí.

Los SMR llevan incorporado en su ADN todo el conocimiento y experiencia aprendido durante décadas en la operación de las centrales nucleares clásicas. También a nivel de seguridad. Funcionan con materiales más resistentes y con sistemas de seguridad pasiva donde la intervención humana o informática es mínima o inexistente. Esa seguridad se proporciona a través de fenómenos físicos, como la circulación natural, o la convección o la gravedad. «Son reactores que cuentan con elementos más avanzados de seguridad. Su tamaño, más pequeño, facilita la forma en que se gestionan las emergencias y el riesgo. Es más fácil, por ejemplo, encontrar un mecanismo de refrigeración que no requiere de la intervención humana», indica Gonzalo Jiménez, profesor del departamento de Ingeniería Energética de la Universidad Politécnica de Madrid (UPM). «Los SMR incorporan elementos de seguridad intrínsecos y pasivos que previenen reacciones nucleares descontroladas», añade Vicente López, director de Relaciones Institucionales de Enusa.

Por todas esas características los SMR resultan idóneos para proporcionar electricidad donde no llegan las grandes plantas o donde construir una nueva infraestructura de red no resulta rentable. O pueden reemplazar centrales con combustibles fósiles ya obsoletas. En lugares aislados, en zonas con poco terreno disponible, en aplicaciones industriales específicas... Por ejemplo, son reactores muy interesantes para islas. «Canarias quiere construir un SMR porque necesita electricidad y no quiere instalar en su paisaje aerogeneradores ni paneles fotovoltaicos, ni tampoco quiere utilizar gas», aseguran fuentes del sector. «También pueden ser interesantes para repotenciar los reactores tradicionales . En Ascó y Vandellós hay espacio para instalar SMR -añaden las mismas fuentes-. Y en países como Polonia que no tienen centrales nucleares, los SMR son una solución porque se construyen en plazos más cortos y resultan más baratos». Y se piensa en ellos para extracción minera y petrolífera, centros de datos, incluso para transporte marítimo y espacial.

A diferencia de sus hermanos mayores, los pequeños reactores modulares proporcionan calor a muy alta temperatura, con lo cual se amplían sus posibles aplicaciones. «Un SMR es un reactor de potencia inferior a 300 MWe. Los SMR de sales fundidas pueden producir calor entre 500 y 600ºC, por tanto podemos utilizarlos en industrias que requieren altas temperaturas como acerías, papeleras, químicas, en plantas para la producción de hidrógeno... donde no llegan las centrales nucleares tradicionales que alcanzan los 300-320ºC. Este calor sirve para producir vapor que mueve un conjunto turbogenerador que produce electricidad», especifica Óscar Larrosa, director de Nuclear Services de IDOM. «En Polonia se plantean la instalación de SMR para zonas muy industrializadas, porque producen energía eléctrica y calor», indica el profesor Jiménez.

Los SMR pueden ser más pequeños y aplicarse también en usos más cotidianos del ser humano. «Si se instalan cerca de los lugares de consumo pueden facilitar una calefacción que se puede distribuir de forma más eficaz», especifica el profesor Jiménez. «En Finlandia buscan construir un pequeño reactor para calefacción de distrito», dice Marta Vázquez.

Eso sí, aunque necesitan mucha menos financiación que un reactor tradicional, los SMR todavía están en fases de desarrollo y por tanto es una tecnología cara. «Hay cuatro reactores operando en el mundo, en China, Rusia y uno en prueba en Japón. El coste de cada kWh que producen estaría entre 2.000 y 6.000 euros de coste. Así será para los primeros de su especie, pero cuando se haya desarrollado la cadena de suministro, será una energía mucho más competitiva», cree Xavier Jardí. Por comparar, y como apunta un experto del sector, «un reactor convencional de 1.000 MWh puede costar 3.000 millones de euros».

Los SMR de agua ligera ya se utilizan comercialmente. «Es una tecnología muy madura», afirma Marta Vázquez. Y se avanza en el desarrollo de la cuarta generación de reactores, también conocida como reactores nucleares avanzados: son de sales fundidas, metales ligeros (sodio y plomo) y gas a alta temperatura.

En esa vanguardia de la tecnología nuclear figuran empresas españolas. La corporación cántabra ENSA, un fabricante de componentes nucleares, participa en uno de los proyectos más innovadores a nivel mundial. Construirá la tapa del primer reactor nuclear avanzado Natrium, desarrollado por la empresa estadounidense Terra Power, una compañía tecnológica fundada por Bill Gates. «Supone un gran reto tecnológico, no solo por su gran tamaño, también porque es la primera pieza con esta configuración que se fabrica en el mundo», destaca María Eugenia Vega, directora de Desarrollo de Negocio y Participadas de ENSA.

Se espera que este nuevo dispositivo esté en operación en 2030. La tecnología de Natrium hibridará un reactor rápido refrigerado por sodio con un sistema de almacenamiento en sales fundidas «a escala de gigavatios, lo que permite a la planta integrarse sin problema con los recursos renovables y, en consecuencia, fortalecer la resiliencia de la red», detalla Vega.

En estos momentos ENSA está apoyando el desarrollo de un microrreactor para Steady Energy (Finlandia), concebido para proporcionar agua caliente y calefacción a grandes núcleos de población. «También hemos entregado un componente del SMR argentino (Carem). Y hemos sido seleccionados como proveedor para otros proyectos de reactores avanzados en Europa y en EE.UU.», señala Vega. «Muchos de estos nuevos desarrollos -dice- están concebidos para su conexión a red y asegurar una energía de aporte 24 horas durante los 365 del año libre de CO2, que permita aumentar la capacidad y resiliencia del sistema eléctrico y avanzar en los objetivos de descarbonización».

La ingeniería vasca IDOM colabora con la empresa británica Moltex Energy en el desarrollo de dos modelos de SMR de sales fundidas de cuarta generación. Las sales se utilizan como combustible y para la refrigeración del propio reactor. En este caso, uno de los dispositivos tendrá 10 MW de potencia y otro de 300 MW. Este último resultará muy diferente a otros de su especie, ya que empleará combustible gastado procedente de las centrales nucleares canadienses que ha sido reciclado. «En ese tratamiento se retiran los productos de fisión manteniendo el uranio y los transuranidos (como el plutonio) que se incorporan a la sal combustible a través de un proceso químico ya probado a escala de laboratorio», cuenta Larrosa.

El primer demostrador de este reactor canadiense se instalará en la central nuclear de Point Lepreau (New Brunswick), que ya cuenta con un reactor Candu de 600 MW y está operativa desde hace 40 años. «Se trata de testear este primer demostrador y de comprobar que funciona como está previsto», comenta Larrosa.

La ingeniería Empresarios Agrupados-Ghesa (EAG) cuenta con décadas de experiencia en el desarrollo de los SMR. Desde los años noventa del siglo pasado ha estado involucrada en proyectos de reactores nucleares avanzados. Ahora «trabajamos en el diseño de una planta estándar para la fabricación de un modelo de reactor de agua ligera para una empresa americana. Y hacemos estudios sobre la mejor estrategia para adaptar ese diseño a Polonia. Tenemos contratos con otra empresa europea que está diseñando un modelo de turbina para diferentes tipos de reactores pequeños», expone Marta Vázquez. Desde 2022, EAG se encarga del diseño del reactor de sales fundidas TMSR-500 para la empresa ThorCon.

Enusa, la empresa pública que se encarga de gestionar el uranio para alimentar nuestras centrales, cuenta con más de 50 años de experiencia en la fabricación del combustible para el mercado nacional e internacional. Está centrada en la primera generación de SMR que son de agua ligera (a presión o en ebullición). «Utilizan combustibles prácticamente iguales a los que fabricamos para las plantas españolas y de países como Francia, Bélgica, Suecia o Finlandia. En paralelo monitorizamos el desarrollo de tecnologías catalogados como 'Advanced Modular Reactors', a los que aún les queda mucha labor de desarrollo y que requieren de inversiones elevadas», destaca Vicente López.

La Universidad Politécnica de Madrid participa en diversas iniciativas internacionales relacionadas con el diseño de nuevos SMR, como el proyecto McSafer, Amhyco y Sasmpan-Sa. «Hemos analizado el riesgo de grandes reactores ante accidentes eventuales que después se va a aplicar a los SMR. Hemos creado modelos de simulación de reactores pequeños y estudiado cómo se comportan los SMR ante accidentes severos», cuenta el profesor Jiménez.

Desde luego que la industria nuclear española no pierde la estela de la tecnología SMR más vanguardista.

Mientras la tecnología nuclear avanza hacia los sofisticados pequeños reactores modulares, otra tendencia a nivel mundial tiene como objetivo alargar la vida útil de las grandes centrales nucleares convencionales que hoy están operando. Y en esto España va a contracorriente, porque es el único país del mundo que ha puesto sobre la mesa un calendario de cierre escalonado de sus plantas nucleares que se llevará a cabo entre 2027 y 2035. «Somos una excepción» es la frase más repetida entre los expertos del sector consultados por ABC.

A fecha de 2025, algunos de nuestros siete reactores ni siquiera han cumplido los 40 años de operación (como Ascó II, Vandellós II y Trillo) y otros apenas sobrepasan esa edad. La primera planta que cerrará será Almaraz (Cáceres). Su primer reactor entró en funcionamiento en 1983 y el segundo en 1984. Se clausuran el 1 noviembre de 2027 y el 1 de octubre de 2028, respectivamente. Es decir, con 44 años de vida.

«La tendencia internacional es que operen hasta los 80 años. Estados Unidos ya tiene 9 centrales nucleares autorizadas por su organismo regulador para funcionar durante ocho décadas. Y otras 90, que han sido aprobadas para llegar a los 60 años, han anunciado que solicitarán prorrogarlo hasta los 80. Los mismo está haciendo Finlandia, Francia, Brasil... Este modelo es más sencillo: es más fácil hacer trabajos de mantenimiento y actualización de las centrales existentes que construir otras nuevas», explican fuentes del sector. Se da la circunstancia que precisamente nuestras centrales nucleares son también tecnología americana, menos la de Trillo que es alemana. Por tanto, técnicamente podrían estar preparadas para correr la misma suerte.

Aunque quizá nuestras centrales no tengan los días contados. Hace poco más de una semana el Congreso de los Diputados votó a favor de una proposición no de ley (presentada por el PP) que instaba al Gobierno a extender la vida útil de las plantas nucleares existentes en nuestro país. A favor votó Vox junto al PP, con la abstención de ERC y Junts. Suficiente apoyo como para animar a los populares a llevar al Congreso una nueva proposición de ley para prorrogar la operación de las centrales.

Pero hasta que ese texto se registre en el Parlamento, se debata y se apruebe en todo caso, las centrales nucleares se desangran por la carga fiscal que soportan, lo que está amenazando el negocio de su explotación. De hecho, un reciente análisis de PwC destaca que la carga fiscal de las nucleares ha aumentado más del 70% en los últimos cinco años, lo que pone en riesgo su viabilidad económica.

Entre 2025 y 2035 más del 40% de los costes totales de operación del parque nuclear estarán compuestos por tasas y tributos. El estudio señalaba que el incremento se debe a una combinación de impuestos y tasas redundantes, como el impuesto sobre la producción de combustible nuclear gastado y diversas ecotasas autonómicas, que no están vinculadas directamente a la gestión del combustible nuclear gastado, una cuestión que está cubierta por la Tasa Enresa.

Pues bien, en 2024, la Tasa Enresa subió un 30%, lo que supone un coste adicional de 130 millones de euros anuales sumados a los 450 millones de euros que ya aporta el conjunto del parque nuclear a Enresa. Un incremento que ha sido recurrido por la industria ante el Tribunal Supremo.

El informe de PwC apuntaba que reducir estas cargas permitiría que la operación de las centrales nucleares fuera viable, conservando así una fuente esencial para la gestión del suministro, el funcionamiento del sistema eléctrico y la reducción de las emisiones de CO2.

Y es que esa es la clave. La demonizada energía nuclear ya empieza a ser vista como una fuente necesaria: no genera emisiones de gases de efecto invernadero y puede garantizar el suministro de electricidad cuando las renovables no operen porque no hay ni viento ni sol. Y otra cuestión muy importante: dan estabilidad y robustez al sistema eléctrico. No hay que olvidar que la energía nuclear produce el 20% de la electricidad que consumimos en España. En Cataluña incluso las nucleares suponen el 60% de la producción eléctrica.

La pregunta es: si desaparecen estas centrales, ¿de dónde vamos a obtener ese 20% de energía? «Solo puede ser del gas, que es más caro e inestable su suministro. Estuvimos al borde del colapso energético por el gas ruso y la invasión de Ucrania», recuerda Ignacio Araluce, presidente de Foro Nuclear. Y ahí está el ejemplo de Alemania, que cerró sus parque nuclear en 2023. Según PwC, ha aumentado el precio de la electricidad también sus importaciones de energía y ralentizado la reducción de emisiones.

Así que «es fundamental que sigan los reactores en funcionamiento siempre que nos alivien la presión fiscal», asegura Ignacio Araluce. Por ahora nos quedamos con el título: «Somos el único país del mundo que va a cerrar sus centrales nucleares activas», insiste Araluce.