El cierre nuclear impactará de lleno en la factura de 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.

Las dos centrales de Extremadura serán las primeras (Almaraz I, en 2027 y Almaraz II, en 2028) en clausurarse. Dos años después vendrán las de Ascó I, en Cataluña, y Cofrentes, en Valencia. Ascó II y Vandellós II, ambas también en suelo catalán, 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 último informe de febrero.

La regla básica de los principios económicos de que a mayor demanda, el precio sube, 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. Ese es precisamente 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 incremento 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. 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), indican que 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% parte de 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 efectuaban 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. 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.

España ha perdido inversiones por valor de 60.000 millones de euros al no dar respuesta a la demanda eléctrica solicitada