Más gas, más costes y más emisiones
Las conclusiones apuntan a que el cierre generaría aumentos tanto en emisiones como en costes del suministro. La energía no producida por Almaraz debería ser sustituida, en mayor medida de la prevista en el PNIEC, por un uso más intenso de los ciclos combinados. El propio PNIEC proyecta un funcionamiento muy reducido de estas centrales hacia 2030, inferior al 10% de horas equivalentes, lo que exigiría mecanismos de capacidad adicionales y, por tanto, costes regulatorios asociados.
La expansión renovable reciente, dominada por la fotovoltaica centralizada, no elimina esta tensión estructural. La generación solar presenta un perfil concentrado en horas solares y una elevada variabilidad diaria. En contraste, la generación nuclear muestra estabilidad horaria y anual, con un número de horas equivalentes por MW más de cuatro veces superior al de la fotovoltaica. Esta diferencia resulta clave para garantizar el suministro fuera de las horas de máxima producción solar.
Una simulación para 2029, suponiendo cumplimiento de objetivos de capacidad fotovoltaica y un crecimiento moderado eólico y del almacenamiento, muestra que en el tramo horario entre las 21:00 y las 8:00 sería necesario incrementar la generación con ciclos combinados en más de un tercio de las horas del año. Ello elevaría la probabilidad de que el gas marque el precio marginal, incrementando los precios del mercado diario y de los servicios de ajuste. Este efecto sería especialmente relevante en un contexto de previsibles aumentos en los derechos de emisión.
Impacto en el objetivo climático y la seguridad de suministro
Desde la óptica climática, el cierre dificultaría el cumplimiento del objetivo de reducir un 56% las emisiones del sector eléctrico en 2030 respecto a 2025. Además, la industria electrointensiva y el crecimiento previsto de centros de datos requieren generación firme y desestacionalizada, característica que la nuclear proporciona de forma estable. En el ámbito fiscal, los impuestos creados en 2012 respondieron a un contexto de déficit tarifario hoy prácticamente superado. Según el análisis, la eventual retirada del ICNG tendría un impacto reducido en la factura doméstica, en torno al 1%, mientras que el encarecimiento asociado al mayor uso de gas podría ser superior.
Un escenario alternativo que mantiene el parque nuclear y optimiza la entrada de renovables y almacenamiento permitiría reducir el coste total para el consumidor frente al escenario PNIEC oficial. En ese marco, el coste de evitar una tonelada adicional de CO₂ alcanzaría 753 €/tCO₂.
En conjunto, el análisis sugiere que mantener operativa Almaraz podría contribuir a una transición más ordenada, con menores costes y menor riesgo para la seguridad de suministro y para el cumplimiento de los objetivos de descarbonización.
