Almaraz I y II (Cáceres)
Dos reactores PWR de Westinghouse, 1.049 MWe cada uno (2.098 MWe entre ambos). Empezaron a operar en 1981 (I) y 1983 (II). Propiedad de Iberdrola (52,7%), Endesa (36%) y Naturgy (11,3%).
Generan en torno a 16 TWh/año combinados, cerca del 6,5% del consumo español. Producen agua tibia que vierten al embalse de Arrocampo (que actúa como refrigerante).
Cierre previsto: Almaraz I en noviembre 2027, Almaraz II en octubre 2028. Son los primeros del calendario.
Ascó I y II (Tarragona)
Dos PWR Westinghouse, 1.030 MWe (I) y 1.027 MWe (II). Operativos desde 1984 (I) y 1986 (II). Propiedad de Endesa (85%) e Iberdrola (15%).
Generan en torno a 15 TWh/año combinados. Se refrigeran con agua del río Ebro.
Cierre previsto: Ascó I en octubre 2030, Ascó II en septiembre 2032.
Cofrentes (Valencia)
Reactor BWR (Boiling Water Reactor) de General Electric, 1.094 MWe. Único reactor BWR español; los demás son PWR. Operativo desde 1985. Propiedad de Iberdrola (100%).
Genera unos 8 TWh/año. Se refrigera con agua del río Júcar.
Cierre previsto: noviembre 2030.
Vandellós II (Tarragona)
PWR Westinghouse, 1.087 MWe. Operativo desde 1988. Propiedad de Endesa (72%) e Iberdrola (28%). Es el sucesor de Vandellós I, central de tecnología distinta (grafito-gas) que cerró en 1989 tras un incendio.
Genera unos 8 TWh/año. Se refrigera con agua del Mediterráneo.
Cierre previsto: febrero 2035.
Trillo (Guadalajara)
PWR alemán (Siemens-KWU), 1.066 MWe. Operativo desde 1988. Es el único reactor español de tecnología alemana; los demás son americanos. Propiedad de Iberdrola (48%), Naturgy (34,5%), EDP Naturgy y otras.
Genera unos 8 TWh/año. Se refrigera con agua del río Tajo.
Cierre previsto: mayo 2035. Es el último del calendario.
El conjunto: cifras agregadas
- Potencia total instalada: 7.398 MWe.
- Generación anual típica: 55-58 TWh (de un consumo nacional de ~250 TWh).
- Cuota en el mix: 20-22% en años normales.
- Factor de utilización medio: ~85-90% (paradas programadas para recarga de combustible cada 18 meses).
- Emisiones CO₂ directas: 0 (la generación nuclear no emite en operación; sí hay emisiones indirectas en el ciclo del combustible).
La discusión sobre el calendario
El calendario actual se pactó en 2019 entre el Gobierno y las propietarias. Desde 2023, las eléctricas piden formalmente revisarlo: cerrar 7.398 MW de firmeza no emisora entre 2027 y 2035 deja al sistema dependiente de que la rampa renovable + almacenamiento llegue a tiempo.
El argumento técnico: si la nuclear cierra y la firmeza no se sustituye al ritmo previsto, el hueco se cubre con ciclo combinado de gas. Más gas = más emisiones y precios mayoristas más volátiles. Lo contrario del objetivo de la transición.
El argumento del Gobierno: el calendario es necesario para cumplir compromisos internacionales, los costes de operación de las plantas envejecen al alza, y el sector ya tiene vehículos regulatorios para cubrir la salida (subastas, capacidad firme).
La decisión está abierta. La primera fecha (Almaraz I, noviembre 2027) marca el momento de definir.
Lo que queda después
Tras el cierre operativo, cada planta entra en una fase de desmantelamiento que dura 10-20 años. Lo gestiona Enresa, la empresa pública responsable de los residuos. Se financia con un fondo construido durante la vida operativa de las centrales.
Los residuos de alta actividad se almacenan hoy en cada planta (piscinas de combustible) y se trasladarán al Almacén Temporal Centralizado (ATC) cuando esté operativo. La ubicación del ATC sigue siendo decisión pendiente.