Energía nuclear

La energía nuclear produjo unos 2.800 TWh en 2025, cerca del 9 % de la electricidad mundial, y es la segunda fuente de generación baja en carbono después de la hidroeléctrica. Estados Unidos, China y Francia suman bastante más de la mitad. El Power Reactor Information System del OIEA recoge entre 410 y 440 reactores operables, con una potencia neta conjunta de unos 375–400 GWe; la cifra exacta depende de cómo se cuenten los reactores japoneses parados. Una vez construido, un reactor es una tecnología madura y muy fiable. Los problemas están en otra parte: el coste, el riesgo de construcción, la política de los residuos y el miedo de la población a los accidentes.

Cómo funciona

Una central nuclear es, en esencia, una central térmica con una fuente de calor poco habitual. En el núcleo, la fisión nuclear divide núcleos de uranio-235 (y, a medida que se quema el combustible, de plutonio-239) después de que absorban un neutrón lento. Cada fisión libera unos 200 MeV, sobre todo como energía cinética de los fragmentos, que se convierte en calor dentro del combustible, y dos o tres neutrones nuevos. Un moderador (agua ligera, agua pesada o grafito) frena esos neutrones para que la reacción en cadena continúe. Las barras de control y el boro disuelto absorben neutrones para mantener la reacción justo en estado crítico.

Un refrigerante saca el calor del núcleo y produce vapor, que mueve una turbina. Después, un condensador evacua el calor restante a un río, al mar o a una torre de refrigeración. Como los reactores de agua ligera trabajan con condiciones de vapor modestas (unos 280–330 °C), el rendimiento térmico es menor que en una central moderna de carbón o de gas:

Lo que de verdad distingue a la nuclear es la energía concentrada en su combustible. Un kilogramo de uranio poco enriquecido quemado hasta 50 GWd/t libera unos 4 millones de MJ de calor, frente a unos 25–30 MJ por kilogramo de hulla. La calculadora de contenido energético de combustibles muestra la diferencia con los combustibles fósiles.

El ciclo del combustible

El uranio natural contiene un 0,7 % de U-235. La mayoría de los reactores lo necesitan enriquecido al 3–5 % de U-235 en centrifugadoras de gas. Algunos diseños avanzados requieren HALEU, de hasta el 20 %, un combustible que Rusia ha dominado hasta hace poco. La cadena va de la minería y la molienda a la conversión en UF₆, el enriquecimiento, la fabricación del combustible, la irradiación durante 4–6 años hasta un grado de quemado de unos 45–60 GWd/t y, por último, el almacenamiento del combustible gastado. Francia, Rusia y Japón reprocesan parte del combustible gastado para recuperar plutonio con el que fabrican combustible MOX. La mayoría de los países, EE. UU. incluido, usan un ciclo abierto.

Tipos de reactores

Los reactores de agua a presión mantienen el agua primaria a unos 15,5 MPa para que no hierva. Transfieren el calor a un circuito secundario independiente a través de generadores de vapor. Dominan el mercado porque el diseño procede de la propulsión naval y tiene el historial de licencias más largo. Los reactores de agua en ebullición simplifican la central: el agua hierve en el núcleo y ese vapor va directo a la turbina. Los PHWR tipo CANDU usan agua pesada como moderador, de modo que pueden quemar uranio natural y recargar combustible a plena potencia. Canadá, India y Rumanía (Cernavodă) los eligieron justo por eso.

Los AGR británicos alcanzan temperaturas de vapor más altas con refrigeración por CO₂, pero el agrietamiento del grafito los irá cerrando a lo largo de la segunda mitad de la década de 2020. Los reactores RBMK, el diseño de Chernóbil, tienen un coeficiente de huecos positivo a baja potencia, que las modificaciones posteriores a 1986 redujeron. Rusia está sustituyendo los que siguen en marcha. Los reactores rápidos funcionan sin moderador y pueden generar plutonio fisible a partir del U-238, con lo que aprovechan el uranio mucho más a fondo. El BN-800 ruso es el mayor en operación, y China está construyendo unidades CFR-600.

Pequeños reactores modulares

Los SMR son reactores de hasta unos 300 MWe con los que se pretende trasladar la construcción de la obra a la fábrica. En lugar de unos pocos megaproyectos gigantes, la apuesta es por muchas unidades repetibles. Entre los que ya funcionan están la central flotante rusa Akademik Lomonosov (2 × 35 MWe, desde 2020) y el demostrador chino de alta temperatura refrigerado por gas HTR-PM (en operación comercial desde finales de 2023). El BWRX-300 de Darlington, en Ontario, y el ACP100 chino (Linglong One) están en construcción. El proyecto NuScale-UAMPS de Idaho se canceló en 2023, cuando el precio estimado de su electricidad subió a unos 89 $/MWh incluso con subvenciones. Pequeño no significa automáticamente barato.

Rendimiento y factor de capacidad

Una central nuclear solo convierte en electricidad un tercio de su calor, pero casi nunca se para. Las paradas de recarga, cada 18–24 meses, duran unas pocas semanas. El parque de EE. UU. ha registrado un factor de capacidad de alrededor del 90–93 % todos los años durante dos décadas (EIA), el más alto de cualquier tecnología. La media mundial se acerca más al 80 %. Francia opera sus reactores a propósito en modo de seguimiento de carga, y en 2022 su parque sufrió una crisis de paradas por corrosión bajo tensión que hundió la producción a su nivel más bajo en 30 años. Muchas centrales también han ganado un 5–20 % de producción gracias a aumentos de potencia. Puedes comparar estas cifras con las de la eólica y la solar en la calculadora de factor de capacidad.

Costes

La economía nuclear se reduce al coste de inversión y a la financiación. El combustible solo supone un 10–20 % del coste de generación, y los picos del precio del uranio apenas mueven el coste de la electricidad. Las estimaciones publicadas están muy alejadas entre sí:

• IEA/NEA Projected Costs of Generating Electricity 2020: LCOE mediano de la nuclear nueva de unos 69 $/MWh con una tasa de descuento del 7 %. Los costes se disparan al 10 % y bajan a unos 40 $/MWh al 3 %. La operación a largo plazo de reactores existentes tras su renovación sale a unos 30–50 $/MWh, una de las electricidades bajas en carbono más baratas que existen.
• Lazard LCOE+ 2024 (EE. UU., sin subvenciones): 142–222 $/MWh, tomando como referencia los costes reales de Vogtle.
• NREL ATB y EIA AEO quedan entre ambos, con costes overnight de unos 7.000–9.000 $/kW para grandes reactores en EE. UU.

La horquilla refleja lo que ha pasado de verdad en las obras. Grandes proyectos recientes:

Las construcciones más baratas comparten cuatro rasgos: un programa de obras continuo, un diseño estandarizado, una cadena de suministro con experiencia y un regulador estable. Corea del Sur y China han tenido los cuatro, igual que Francia en los años ochenta. Los primeros proyectos de su clase en países que llevaban décadas sin construir un reactor no tenían ninguno. Como se inmoviliza tanto capital antes de ingresar nada, la tasa de descuento y el WACC que se supongan deciden en gran medida el LCOE. La calculadora de LCOE muestra esa sensibilidad de forma directa.

Suelo, agua y materiales

La nuclear tiene la menor ocupación directa de suelo de todas las grandes fuentes, a menudo menos de 1 km² por gigavatio para la central en sí. La minería y las zonas de exclusión añaden un poco. El agua es el límite más estricto. Según el estudio de NREL (Macknick et al., 2012), las centrales con torres de refrigeración consumen unos 600–800 galones estadounidenses por MWh, más que las de carbón o gas por su menor rendimiento. Las de refrigeración en circuito abierto captan decenas de miles de galones por MWh, pero devuelven casi todo, algo más caliente. Durante las olas de calor, las centrales refrigeradas con agua de río en Francia y en otros países han tenido que recortar su producción para respetar los límites de temperatura de vertido.

El consumo de materiales por MWh es bajo a lo largo de una vida de 60–80 años, aunque las centrales usan grandes cantidades de hormigón y acero. Un reactor de agua ligera típico genera unas 20–30 toneladas de combustible gastado por gigavatio-año. El Departamento de Energía de EE. UU. señala que todo el combustible gastado comercial que ha producido el país desde los años cincuenta cabría en un solo campo de fútbol con una altura de menos de 10 yardas. El combustible gastado pasa primero por piscinas y después por contenedores en seco. El almacén de Onkalo, en Olkiluoto (Finlandia), es la primera instalación de almacenamiento geológico profundo para combustible gastado que se acerca a la operación, con el emplazamiento sueco de Forsmark y el Cigéo francés detrás.

Emisiones de CO2 en el ciclo de vida

Las centrales nucleares no emiten CO₂ mientras funcionan. Sus emisiones de ciclo de vida proceden de la minería, el enriquecimiento (hoy casi todo por centrifugación, que gasta mucha menos energía que las antiguas plantas de difusión gaseosa), la construcción y el desmantelamiento.

• IPCC AR5 WGIII Annex III (2014): mediana de 12 gCO2e/kWh, rango 3,7–110.
• UNECE 2021: 5,1–6,4 gCO2e/kWh para un PWR europeo, la cifra más baja de todas las opciones evaluadas.

Estas cifras son comparables a las de la energía eólica terrestre y quedan por debajo de la energía solar. Equivalen a un 1–2 % de las del carbón.

Seguridad e impacto en la salud

Por unidad de electricidad, la nuclear está entre las fuentes más seguras. Markandya y Wilkinson (Lancet, 2007) estimaron unas 0,07 muertes por TWh para la nuclear europea, contando efectos laborales y de salud pública. La síntesis actualizada de Our World in Data la sitúa en unas 0,03 muertes por TWh, con Chernóbil y Fukushima incluidos. El carbón ronda las 24,6, el petróleo las 18,4 y el gas las 2,8, casi todas por la contaminación del aire.

Los dos grandes accidentes necesitan contexto:

• Chernóbil (1986): un reactor RBMK durante una prueba mal ejecutada. Unos 30 trabajadores y bomberos murieron por síndrome de irradiación aguda o por la explosión. La OMS y el UNSCEAR proyectaron hasta unas 4.000 muertes por cáncer a largo plazo entre las poblaciones más expuestas. Las estimaciones más amplias, basadas en la extrapolación lineal sin umbral, son más altas y discutidas. Miles de cánceres de tiroides infantiles se relacionaron con la leche contaminada, y casi todos eran tratables.
• Fukushima Daiichi (2011): fusión del núcleo de tres BWR después de que el tsunami dejara sin funcionamiento la alimentación de respaldo. Japón ha atribuido a la radiación la muerte de un trabajador. Más de 2.000 residentes mayores o enfermos murieron en relación con la evacuación. Una respuesta de emergencia mal calibrada puede hacer más daño que la propia radiación.

Las pruebas de resistencia tras Fukushima añadieron equipos portátiles de respaldo, venteo filtrado y protección contra inundaciones en todos los parques. Los diseños más recientes de Generación III+ (AP1000, EPR, APR-1400, VVER-1200, Hualong One) incorporan refrigeración pasiva y recogedores del núcleo fundido.

Perspectivas

La cuota nuclear en la electricidad mundial ha bajado de cerca del 17 % a finales de los años noventa a menos del 9 %. Alemania cerró sus últimos reactores en 2023, y muchas unidades occidentales antiguas se han retirado por motivos económicos. Esa tendencia ha cambiado en parte. China tiene unos 30 reactores en construcción, más que el resto del mundo junto, y los levanta en unos 5–7 años. En la COP28, más de 20 países se comprometieron a triplicar la potencia nuclear mundial para 2050. EE. UU., Japón, Países Bajos, Suecia, Polonia y Bélgica han decidido alargar la vida de sus reactores o planean construir nuevos. Los operadores de centros de datos han firmado contratos de compraventa de electricidad a largo plazo con reactores existentes y futuros SMR.

Lo que hoy frena a la nuclear es el coste y el plazo de construcción fuera de China, Corea y Rusia, la cadena de suministro del combustible HALEU para los reactores avanzados y la cuestión, sin resolver desde hace tiempo, de los almacenes de residuos fuera de Finlandia y Suecia. En redes descarbonizadas con mucha renovable variable, la nuclear aporta potencia firme, gestionable y baja en carbono. Que compense su precio depende de las alternativas locales, como el almacenamiento en baterías, las interconexiones y la hidráulica. La página de comparación de tecnologías pone esos compromisos lado a lado, y el mapa de centrales eléctricas muestra dónde están los reactores del mundo.