Iberdrola controla Cofrentes y es la mayor accionista de Almaraz y Trillo, tres de los cinco emplazamientos nucleares que operan en España. Ese peso industrial explica que las palabras de Galán, de 75 años, tengan efecto directo sobre el calendario de cierre fijado en 2019 con Enresa, cuya revisión al alza reclama la eléctrica.
Galán defendió que los reactores españoles son «necesarios, seguros, eficientes y sirven para bajar los precios de la electricidad», pese a soportar, según explicó, una carga fiscal tres o cuatro veces mayor que la de los países vecinos. Ese mismo día Iberdrola presentó un beneficio de 6.285 millones de euros correspondiente al ejercicio 2025, cifra que refuerza su posición entre las eléctricas que más presionan por extender la vida útil de sus plantas frente a la alternativa de sustituirlas por renovables y almacenamiento.
Sobre el precio de la luz, Galán fue tajante:
«Los países europeos sin centrales nucleares, como Italia y Alemania, tienen precios estructuralmente altos, unos 20 euros más en comparación con España y Francia», sostuvo Ignacio Galán, presidente de Iberdrola.
La posición no es aislada dentro del sector. La víspera de esa comparecencia, José Bogas, consejero delegado de Endesa, había pedido diez años adicionales para todo el parque nuclear español, un plazo menos ambicioso que el que apunta ahora Iberdrola.
Por qué 40 años nunca fue un límite técnico
Que un reactor diseñado en los años setenta pueda seguir operando en 2060 resulta menos extraño de lo que parece. La NRC, el regulador nuclear de Estados Unidos, ha explicado que el plazo original de 40 años se fijó por razones económicas y de competencia, no por el desgaste de los materiales. Las piezas que sufren desgaste —turbinas, bombas, generadores de vapor— se sustituyen con el tiempo; lo que permanece, la vasija y el edificio de contención, se somete a vigilancia continua sobre cómo envejecen el acero y el hormigón.
En España, el Consejo de Seguridad Nuclear revisa cada central cada diez años, y en julio avaló que Almaraz siguiera operando hasta 2030 sin necesidad de inversiones extraordinarias. Según cálculos de Endesa, alargar una central existente cuesta la mitad que sustituirla por una combinación de solar, baterías y gas, argumento económico que las compañías esgrimen junto al de la seguridad de suministro.
Los siete reactores repartidos en las cinco centrales españolas generaron 51.836 gigavatios hora en 2025, el 19,06% de toda la electricidad producida en el país, según Red Eléctrica. Solo las renovables aportaron más, con el 55,5% del total. Esa proporción sitúa el debate sobre el parque nuclear en el centro de la composición del mix eléctrico español de la próxima década.
La cifra de 80 años que menciona Galán no es una rareza teórica. La NRC ya ha concedido la segunda renovación de licencia —la que cubre de los 60 a los 80 años— a trece centrales, desde Turkey Point, en Florida, en 2019, hasta Hatch, en Georgia, en junio de este año. En ese país conviven además reactores veteranos con nuevas construcciones, mientras Canadá proyecta centrales completamente nuevas, un contraste con el modelo español, orientado hasta ahora al cierre programado.
Alemania paga 38,7 céntimos; España, 26,7
El argumento de Galán sobre los precios admite matices. Según Eurostat, a finales de 2025 un hogar alemán pagó 38,7 céntimos por kilovatio hora, frente a 29,7 en Italia, 26,7 en España y 25,6 en Francia. La comparación respalda parcialmente su tesis, aunque Irlanda, el país más caro de la muestra, tampoco cuenta con centrales nucleares, y Hungría, que sí las tiene, es de las más baratas. Impuestos, redes de distribución y el peso del gas en la generación explican tanto de la factura final como el tipo de central instalada.
El precedente de Almaraz, prorrogada por orden ministerial hasta el 8 de junio de 2030 cuando sus dos reactores debían apagarse en 2027 y 2028, fue atribuido por el Ministerio para la Transición Ecológica a la incertidumbre de los mercados energéticos derivada de la guerra en Oriente Medio. El departamento sostuvo que la medida «puede contribuir a moderar la exposición de los consumidores españoles a unos picos de precio no previstos».
La vicepresidenta Sara Aagesen negó el 9 de septiembre, en el Congreso, que esa decisión abriera la puerta a extender el resto del calendario. «El horizonte de cierre definitivo permanece en el año 2035», zanjó ante la Cámara. El calendario pactado en 2019 con Enresa mantiene así las fechas de Ascó I y Cofrentes en 2030, Ascó II en 2032, y Vandellós II y Trillo en 2035. Como las renovaciones se solicitan con tres años de antelación, la de Cofrentes —controlada por Iberdrola— tendría que tramitarse a finales de 2027.
Las centrales pagan a Enresa, desde julio de 2024, una tasa de 10,36 euros por megavatio hora, un 30% más que antes, que las propietarias reclaman revisar; ese dinero financia el futuro desmantelamiento de las instalaciones. Greenpeace ha cifrado en 3.831 millones de euros el sobrecoste que supondría prorrogar Almaraz hasta 2033, una cantidad que alimenta el choque entre quienes defienden alargar la vida útil del parque y quienes insisten en mantener los plazos de cierre acordados en 2019.
Rafael Grossi, director del Organismo Internacional de Energía Atómica, recordó en 2025 que la mayoría de los países que en su día decidieron cerrar sus centrales nucleares han cambiado de opinión, con la excepción de España y Alemania. Ese giro internacional, visible en la reciente decisión del Senado italiano de volver a la energía nuclear tras casi 40 años de parón, sitúa a España en un grupo cada vez más reducido de países que mantienen fechas de cierre firmes pese a la presión de sus operadoras.
El calendario de 2035, ratificado por Aagesen ante el Congreso, sigue siendo la referencia oficial del Gobierno mientras las eléctricas insisten en que la ingeniería permite mucho más recorrido.
