Piden aplazar el cierre de Almaraz: más gas, más coste y más CO₂ si se apaga en 2027-2028

El documento, firmado por Diego Rodríguez (UCM y Fedea), sostiene que los objetivos de eólica y almacenamiento “resultan de imposible cumplimiento” con las tendencias actuales y que el cierre adelantado provocaría más emisiones y mayor coste de suministro al exigir más horas de gas fuera de las puntas fotovoltaicas. — El informe ve imposible el despliegue eólico y de almacenamiento del PNIEC con el ritmo actual

Qué sostiene el análisis y por qué pide retrasar el cierre

El trabajo fija dos condiciones: decidir según interés general (no en función de intereses particulares) y basarse en un análisis realista de 2030, desligado de metas teóricas. Con ese marco, concluye que apagar Almaraz en 2027-2028 llevaría a cubrir más demanda con ciclos combinados, especialmente en las horas sin sol, por menor aportación eólica de la prevista y por la falta de capacidad de almacenamiento para trasladar energía entre franjas horarias.

En horas sin fotovoltaica, el gas cubriría gran parte del hueco si se apaga Almaraz

Precios, emisiones y seguridad: el papel de los generadores síncronos

El estudio aduce que el coste no subiría solo por la energía, también por los servicios de ajuste, al alza de forma sostenida y tensionados tras el apagón de abril de 2025. Aun con nuevas soluciones técnicas, defiende mantener el rol de generadores síncronos no emisores, como los grupos nucleares, por su aporte de inercia y estabilidad. La experiencia internacional en cierres acelerados, añade, muestra subidas de coste que frenan la electrificación, condición indispensable de la descarbonización.

Centros de datos y red: nudos de demanda con más competencia

El informe incorpora la presión añadida de la nueva demanda eléctrica de centros de datos, cuya integración —según reconoce el propio marco regulatorio— es más sencilla con un parque con mayor base nuclear y mayor almacenamiento disponible. En paralelo, los concursos de acceso de demanda en varios nudos reflejan que hay más proyectos que capacidad, lo que obliga a priorizar iniciativas con mayor reducción de emisiones y puesta en marcha rápida.

La llegada de centros de datos exige más firmeza del sistema y capacidad de acceso en nudos críticos

Fiscalidad nuclear y recibo: qué cambiar y con qué impacto

Sobre la fiscalidad específica, el análisis recuerda que el impuesto sobre el combustible nuclear y los residuos nació en 2012, en un contexto de déficit regulado, y que la amortización de la deuda del sistema baja de forma acusada desde 2026 hasta prácticamente desaparecer en 2027. Por ello, propone revisar cargas heredadas y sustituir temporalmente esa recaudación por cargos del sistema: el impacto estimado en la factura doméstica sería “ínfimo”, en torno al 1%, y menor en la industrial; en todo caso, muy inferior al aumento del coste asociado al cierre. También sugiere reducir o eliminar gravámenes autonómicos que dificulten la continuidad y replantear el diseño del impuesto especial sobre la electricidad que penaliza a regiones netamente exportadoras de energía.

La brecha del PNIEC en eólica y almacenamiento

El documento subraya la distancia entre lo comprometido a 2030 y lo instalado hoy. Con datos públicos recientes, estos son los órdenes de magnitud:

Para cerrar la brecha, el ritmo de nuevas potencias debería acelerarse de forma muy significativa en eólica y, sobre todo, en almacenamiento

Fedea concluye que existen razones suficientes para, al menos, retrasar el calendario de cierre pactado en 2019 para Almaraz. Hacerlo, afirma, contendría las emisiones, moderaría los costes del sistema —también en servicios de ajuste— y facilitaría absorber la nueva demanda eléctrica sin desviar al país de sus metas climáticas. El foco, insiste, debe ser el interés general y la seguridad de suministro en una década clave para la descarbonización.

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