Cerrar Almaraz dispararía las emisiones y repercutiría en una subida de los costes de suministros

Un análisis por la Fundación de Estudios de Economía Aplicada (Fedea)valora si no resultaría más prudente el considerar retrasar el cierre de las dos unidades de la central nuclear de Almaraz por temas ambientales y de costes.

Ante la cada vez más cercana fecha de fin de la autorización de explotación de las dos unidades de la central nuclear de Almaraz, una expira en noviembre de 2027 (Almaraz I) y la otra en octubre de 2028 (Almaraz II), ha salido a la luz un documento firmado Diego Rodríguez, doctor en Economía por la Universidad Complutense de Madrid y Catedrático de Universidad en el Departamento de Economía Aplicada de dicha universidad.

Estas fechas de fin de la actividad de la Central Nuclear de Almaraz, ubicada en Extremadura se corresponden con las recogidas en el Protocolo de Intenciones firmado entre las propietarias de las centrales y Enresa a comienzos de 2019, y son las asumidas en el escenario objetivo del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) para 2030.

Debate sobre el cese de operación

El documento advierte que se aproximan las fechas próximas para empezar  algunos de los procedimientos administrativos previos al cese de la operación de ambas centrales. «Al mismo tiempo, existe un debate sobre si es conveniente acometer el cese de explotación en las fechas previstas o si, por el contrario, conviene retrasarlo», subrayan desde Fedea.

El análisis de Diego Rodríguez, titulado Sobre el cierre de la central nuclear de Almaraz, explica que el cierre de las dos unidades de Almaraz (Almaraz I previsto para noviembre de 2027 y Almaraz II en octubre de 2028) generará aumentos de las emisiones y de los costes de suministro.

Para ello, el autor enfatiza dos condiciones que entiende como esenciales. Por un lado, «que deben ser las consideraciones de interés general las que dirijan la decisión, y no intereses particulares por muy legítimos que estos sean».

Basarse en análisis realistas

Por otro lado, que dicha decisión «debería basarse en un análisis realista de la situación esperable del sector eléctrico en 2030, que no tiene por qué corresponderse completamente con los objetivos delineados en el Plan Nacional Integrado de energía y Clima (PNIEC)».

De hecho, en relación con el mix de generación eléctrica, el autor indica que «resultan de imposible cumplimiento los objetivos de despliegue, de capacidad eólica y de almacenamiento contenidos en el PNIEC».

Rodríguez señala que, aunque exista incertidumbre sobre el orden de magnitud, un cierre de las dos unidades de Almaraz «generará aumentos de las emisiones y de los costes de suministro».

Más ciclos combinados

La principal razón sería que la energía no suministrada por ellas tendría que ser cubierta, en una proporción «muy superior» a la prevista en el PNIEC, por un funcionamiento «más intenso» de los ciclos combinados.

En concreto, en el trabajo se analiza cómo en horarios fuera del periodo de máxima generación fotovoltaica, la demanda «sería satisfecha en mayor proporción por el uso del gas natural, tanto por un aporte de la generación eólica inferior al previsto como por la falta de la capacidad de almacenamiento necesaria para trasladar energía de una parte del día a otra».

El aumento de los costes de la energía se extendería a los servicios de ajuste, que vienen reflejando un crecimiento constante en los últimos años, agravado tras el gran apagón de abril de 2025, según apunta la publicación auspiciada por Fedea.

Necesarias para la descarbonización

Con independencia de otras soluciones técnicas que puedan ir instalándose en el futuro, con sus correspondientes costes, el autor considera que «sigue siendo esencial el papel de los generadores síncronos tradicionales, especialmente cuando no son emisores de gases de efecto invernadero, como es el caso de los grupos nucleares».

A su juicio, el efecto negativo sobre los costes del suministro eléctrico, experimentado ya en otros países que han cerrado sus parques de generación nuclear, «no favorecería el avance de la electrificación, que es condición necesaria para el éxito del proceso de descarbonización».

Centros de datos y descarbonización

En relación con la demanda procedente de los nuevos centros de datos, cree que «sería más difícil lograr su encaje en un mix eléctrico con menor aportación del parque nuclear, tal y como se ha reconocido recientemente en la convocatoria para la asignación de nueva capacidad de acceso en nudos de demanda».

Adicionalmente, el autor considera que en este contexto el cierre de los dos grupos «dificultaría enormemente el cumplimiento de los objetivos de descarbonización en el sector eléctrico». En su opinión, ello «pondría en peligro el objetivo de reducción global de emisiones comprometido por España para 2030, máxime cuando la evolución en otros sectores, como en el transporte, no está siendo la deseable».

Fiscalidad a la generación nuclear

En el trabajo se aborda también un asunto que está presente en la actual discusión, el de la fiscalidad específica sobre la generación nuclear. A ese respecto, se recuerda, por un lado, que el Impuesto sobre la producción de combustible nuclear gastado y residuos radiactivos surgió en 2012 para contribuir al aseguramiento de la sostenibilidad financiera del sistema de ingresos y pagos regulados, en un contexto de alto déficit y deuda.

Por otro lado, se indica que los costes anuales de amortización de la deuda se reducen ya radicalmente desde el próximo año, y prácticamente desaparecerán en 2027.

El autor considera que «es adecuado revisar las cargas regulatorias o fiscales heredadas de circunstancias pasadas cuando estas ya no están presentes y que, por tanto, no tiene sentido el mantenimiento de ese impuesto».

Energía más barata y menos tasas

En cualquier caso, muestra que el impacto de su sustitución por un aumento temporal de los cargos «sería ínfimo en la factura de los consumidores domésticos, de alrededor del 1%, y de menor magnitud en la factura de los consumidores industriales». Asegura que «esos impactos serían mucho menores que el aumento del coste de la energía asociado al cierre de los dos grupos nucleares».

En el trabajo se analiza también la tasa autonómica específica y se recomienda su reducción o eliminación si ello facilita la continuidad de los dos grupos. En cualquier caso, se reflexiona sobre el diseño del Impuesto especial sobre la electricidad que claramente perjudica a una región exportadora de energía como es Extremadura.

En relación con la tasa Enresa, se recuerda que la extensión de vida de centrales lleva de modo natural a una reducción de esa tasa, al obtenerse ingresos adicionales que serían superiores a los costes adicionales.

En suma, el autor concluye que las razones comentadas «justifican plenamente, al menos, retrasar el calendario de cierre acordado a comienzos de 2019 entre las empresas titulares de las centrales y Enresa».