El cierre de Almaraz generará aumentos de las emisiones y de los costes de suministros, según Fedea

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.

Así lo refleja el análisis publicado este lunes por la Fundación de Estudios de Economía Aplicada (Fedea), en el que Diego Rodríguez (UCM y Fedea) valora si, en las circunstancias previstas hasta el final de esta década, resulta más prudente retrasar el cierre.

Para ello, el autor enfatiza dos condiciones que entiende 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».

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».

El autor 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».

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 apagón de abril de 2025, según apunta la publicación.

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».

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 ESPECÍFICA SOBRE 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».

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»: «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».