El cierre de las nucleares “encarecerá” un 23% el coste de la vida y supondrá la “pérdida” de miles de empleos

La energía nuclear sigue siendo una parte importante de la generación de energía en España, ya que, a pesar del crecimiento de las renovables, garantiza la estabilidad de la frecuencia. Por ello, el cierre de las nucleares producirá una subida del precio medio del mercado mayorista y aumentará las emisiones al tener que quemar más gas en ciclos combinados para cubrir ese hueco, según se desprende del informe El sector energético en España, dirigido por Víctor Ruiz Ezpeleta, profesor de OBS Business School.

Ezpeleta considera que sería interesante aprender de la experiencia alemana, ya que ese país “ha logrado una cuota récord de renovables del 62%, pero a costa de tener la electricidad industrial más cara de Europa y una dependencia crítica de las interconexiones con países que sí tienen nuclear, como Francia o República Checa”.

Según el informe, sin la inercia de los grandes turbogeneradores nucleares, eventos como el apagón del 28 de abril de 2025 en España podrían repetirse si no se despliega masivamente la tecnología de inversores de formación de red.

Los autores del estudio inciden en que el desmantelamiento, además, “supondrá la pérdida de miles de empleos de alta cualificación técnica que difícilmente serán absorbidos por el sector renovable, menos intensivo en mano de obra operativa”.

El encarecimiento de la energía será patente en 2027, año en que, según el informe, marcará un punto de inflexión en el mercado mayorista español debido a que “la retirada de los primeros 1,000 MW de potencia firme de Almaraz I alterará la curva de oferta desplazando el equilibrio hacia tecnologías más caras en momentos de baja producción renovable”. Añade que para el consumidor se traducirá en un encarecimiento directo del coste de la vida en un 23%, para la industria supondrá un 35% y para el sector servicios en torno al 20%.

Infraestructura de interconexión “insuficiente”

El Cero energético que sufrió España el pasado año demostró que había una infraestructura de Interconexión Insuficiente. “Hoy, España sigue incumpliendo el objetivo de la UE de al menos un 10-15% de capacidad de intercambio con los países vecinos”, aseguran los autores del estudio. Por eso, se ha propuesto el refuerzo de la Interconexión transpirenaica priorizando los proyectos de cables submarinos por el Golfo de Vizcaya para elevar la capacidad de intercambio por encima de los 8,000 MW.

Otra de las asignaturas pendientes de nuestro sistema es la falta de una capacidad de almacenamiento a gran escala: “Cuando se produjo el apagón, España solo contaba con 8 GW de almacenamiento, principalmente bombeo hidráulico, insuficiente para absorber una oscilación de 15 GW en segundos”, inciden.

En este escenario, el Plan Masivo de Baterías (BESS) busca acelerar la instalación de al menos 20 GW de almacenamiento por baterías que actuarán como parachoques de frecuencia antes de 2030.

Para evitar que situaciones similares se repitan, el informe de OBS sostiene que se debe obligar a las nuevas plantas renovables a utilizar inversores de formación de red (Grid-Forming) que simulen la inercia de las máquinas síncronas tradicionales. Así como a implementar algoritmos de Inteligencia Artificial en los centros de control para poder predecir y aislar fallos en microsegundos, mucho antes de que se vuelvan sistémicos.

Una descarbonización compleja

El debate sobre el cierre de las nucleares en España se suscita en un contexto en el que el bienio 2025-2026 marca un punto de inflexión definitivo en la transición energética global, que ha pasado de una fase de instalación masiva a una de gestión inteligente y resiliencia sistémica.

En cuanto a España, los autores del informe explican que, tras superar en 2024 la barrera del 50% de generación renovable, el sector se enfrenta ahora al reto de la estabilidad operativa en un entorno de alta penetración de electrónica de potencia y baja inercia convencional. “El apagón del pasado mes de abril mostró vulnerabilidades críticas en el sistema. Y es que, aunque la descarbonización ya es una realidad imparable, técnicamente es más compleja de lo previsto inicialmente”, señalan.

Subrayan que, por un lado, se encuentra la “tiranía” de los inversores, que deben valorar los riesgos al depositar su dinero en renovables que son baratas, pero cuya integración “sin inercia sintética” crea un “riesgo sistémico”. Por otro, destacan el “desequilibrio” que se ha producido entre sostenibilidad, asequibilidad y seguridad, que, en su opinión, debe volver a ser la prioridad en la inversión de infraestructuras. Por último, apuntan el reto de gestionar millones de datos en tiempo real y la necesidad de contar con algoritmos de “curación” instantánea.

En este escenario, “no basta con instalar potencia renovable, es imprescindible dotar al sistema de mecanismos de respaldo y estabilidad dinámica”, indica el informe. Argumentan que el apagón ocurrido en abril de 2025 en España y los incidentes en Chile subrayan la urgencia de invertir en digitalización y almacenamiento para mitigar riesgos económicos que pueden alcanzar miles de millones de euros en sectores clave como la industria y los servicios.

Para ello, el futuro próximo exige una “visión holística” que combine la eficiencia energética, el autoconsumo y la gestión activa de la demanda, ya que “solo mediante una red eléctrica inteligente y bien interconectada se podrá garantizar un suministro sostenible, seguro y económicamente competitivo”, sostiene el estudio.

Previsiones

La prioridad “absoluta” del sector para este año, según recoge el estudio, es la flexibilidad y la modernización de las redes. Se espera que el consumo eléctrico alcance récords históricos impulsado por la electrificación del transporte, el calor industrial y, especialmente, la demanda masiva de los centros de datos destinados a la Inteligencia Artificial.

Los autores auguran que se producirá un gran despliegue de almacenamiento (BESS) y se acelerará la instalación de baterías para actuar como parachoques. También “se establecerán normativas técnicas que obliguen a las plantas renovables a integrar inversores capaces de simular la inercia de las máquinas síncronas tradicionales y así evitar colapsos ante perturbaciones en la red”.

Asimismo, se trabajará para elevar la interconexión entre España y el resto de Europa por encima del 10%, una prioridad estratégica para romper la condición de isla eléctrica que mantiene nuestro país. Además de consolidarse proyectos de hidrógeno verde como el H2med y los polos en Chile (Magallanes), que pasarán de la fase piloto a la escala industrial, orientándose a la exportación de e-combustibles.