El cierre nuclear impactará de lleno en la factura eléctrica de la industria y hogares

El cierre y desmantelamiento escalonado de los siete reactores nucleares operativos en España pactado entre las empresas titulares y Enresa en 2019 ha reabierto, a dos años de la clausura del primero -Almaraz I en la provincia de Cáceres-, un dilema energético con múltiples frentes, incertidumbres, intereses cruzados y una única certeza: que los perdedores de la salida de la nuclear del mix energético serán los consumidores.

La cuestión no solo divide en este momento a sus tradicionales defensores y detractores armados de razones medioambientales, sociales y técnicas, sino que a la renovada polémica se unen ahora otras derivadas políticas, geopolíticas y empresariales.

En el flanco parlamentario, PP y Vox han presionado este mes al Gobierno con sendas iniciativas en Congreso y Senado para extender la vida de las centrales españolas y modificar el calendario de cierre. Pero, al mismo tiempo, comunidades gobernadas por los de Alberto Núñez Feijóo -Extremadura y Valencia-se benefician, al igual que Cataluña, de las tasas nucleares regionales que cobran a estas instalaciones. Y son esta clase de impuestos los que, según argumentan las energéticas propietarias, han incrementado la carga impositiva del parque nuclear hasta hacerlos inviables desde el punto de vista de la rentabilidad.

España cuenta con una potencia instalada de 7 GW producida por las nucleares, que en 2024 aportó el 20% del total de la generación eléctrica, solo superada por la eólica. Frente a los argumentos esgrimidos esta semana por las presidentas autonómicas de Madrid y Extremadura alertando de que el cierre de Almaraz llegaría incluso a «comprometer la seguridad nacional», Redeia -operador del sistema eléctrico en España- sostiene que «a día de hoy» la seguridad de suministro del sistema eléctrico está garantizado con el calendario de cierre previsto. Pero el consejero delegado de Endesa, José Bogas, -dueña de seis de los siete reactores- ha alertado de que ante el retraso en la implantación de sistemas de almacenamiento y baterías se podrían producir problemas con el suministro eléctrico entre 2030 y 2035, especialmente en Cataluña.

Las dos centrales de Extremadura serán las primeras (Almaraz I, en 2027, y Almaraz II, en 2028). Dos años después se clausurarán las de Ascó I, en Cataluña, y Cofrentes, en Valencia, en 2030. Ascó II y Vandellós II, ambas en Cataluña, se apagarán en 2032 y 2035 y Trillo, en Guadalajara, en 2035.

El cierre nuclear, cuya operatividad supera el 80% frente a la intermitencia de las energías de origen solar o eólico, incrementará la dependencia del gas, cuyos precios son más volátiles y generan más emisiones de CO2. Especialmente si no se acelera la implementación de tecnologías de almacenamiento energético, como subraya la Agencia Internacional de la Energía (AIE) en su informe de febrero.

A mayor demanda, el precio sube. Esa regla básica de los principios económicos no se cumple en el mercado de la electricidad, donde si aumenta la demanda los sistemas son capaces de producir de una forma más eficiente y el precio se reduce para los consumidores, siempre que haya suficiente oferta. Y precisamente ese es el dilema que se produce con el debate de las nucleares. Es decir, si al desmantelar las centrales la oferta energética del país será la suficiente con el aumento exponencial de demanda que se está produciendo y que, con toda probabilidad, irá a más. En Foro Nuclear aseguran que este recorte de oferta producirá un aumento de los precios, no solo para los hogares, sino también para los consumidores más intensivos: la industria.

Si las centrales nucleares cerraran, el coste de la electricidad subiría un 35% para la industria y un 23% para los particulares, según un informe reciente de PwC. Según los cálculos de la consultora a partir de un análisis de datos de Red Eléctrica, OMIE (operador del mercado eléctrico) y de la Comisión Nacional de los Mercados y la Competencia (CNMC), lo que aporta la gran ventaja competitiva de España en cuanto al precio de la energía es el mix nuclear y renovables.

En detalle, este mix lo compone un 74% de energía eléctrica descarbonizada, de la que el 28% es por las centrales nucleares. «Es muy irresponsable pretender simultáneamente eliminar las nucleares y apostar todo a las renovables y no mencionar el enorme consumo de gas que vamos a tener», defiende Tomás Gómez-Acebo, catedrático de Termodinámica en Tecnun-Escuela de Ingeniería de la Universidad de Navarra.

La reducción del consumo eléctrico no parece una opción viable. Más bien al revés. La demanda prevista supera los cálculos que se hacían antes de la pandemia y el Estado busca la fórmula para poder ofrecer mayor capacidad energética a la industria y que no se pierdan millones de euros en inversiones como está sucediendo actualmente.

La red tiene un límite de capacidad que cada vez escasea más para la cantidad de nuevos proyectos industriales y tecnológicos en los que invierten las empresas. En concreto, en 2024 se solicitaron un total de 67 (GW) de conexión a la red eléctrica, de los que casi la mitad (49%) se rechazaron por falta de capacidad, según datos de Aelec, la asociación de empresas de energía eléctrica de la que forman parte Iberdrola, Endesa o EDP. Solo se concedió una décima parte de la demanda (6 GW) y otros 27,8 GW están en proceso de tramitación.

Esto supone que España haya perdido inversiones por valor de 60.000 millones de euros al no dar respuesta a esa demanda eléctrica solicitada, en concreto por la industria. Y es que por sectores, la industria tiene un ansia por electrificarse que no está siendo correspondido en peticiones aceptadas. Su demanda ascendió a 18,6 GW en 2024, pero solo se concedió 1,9 GW, lo que podría haber echado para atrás más de 60.000 millones de inversión industrial, por lo que Aelec pide «no desaprovechar esta oportunidad para el crecimiento y la competitividad del país».

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