Nuclear Renovables Gas Hidrógeno
1. La nuclear: calendario de cierre y debate de fondo
España cuenta con siete reactores nucleares en cinco centrales (Almaraz I y II, Ascó I y II, Cofrentes, Vandellòs II y Trillo), que generan en torno al 20 % de la electricidad. El protocolo firmado en 2019 entre el Gobierno y las empresas propietarias prevé un cierre escalonado entre 2027 y 2035, a medida que se alcancen 40–50 años de vida. Almaraz I debería cerrar en 2027. En 2025, las propietarias solicitaron ampliar la operación de Almaraz hasta 2030 y se abrió un debate sobre revisar el calendario, que depende del Consejo de Seguridad Nuclear y del Gobierno.
Los argumentos a favor de mantener la nuclear son: energía firme, baja en emisiones, estabilidad de red (inercia), precio predecible y ahorro de importaciones de gas. Los argumentos en contra: coste creciente de mantenimiento, residuos (con el almacenamiento en la central y la solución definitiva pendiente), riesgo de accidente (muy bajo, pero con consecuencias graves), y fiscalidad específica que las empresas consideran confiscatoria. Las empresas aducen que la tasa de Enresa y los impuestos suponen un porcentaje muy alto del precio de la energía nuclear, reduciendo su rentabilidad.
Una posición pragmática es mantener operativos los reactores mientras el CSN certifique su seguridad y la alternativa disponible no ofrezca el mismo nivel de firmeza, y revisar la fiscalidad para no expulsarlos antes de tiempo. Cerrar reactores seguros sin sustituir su capacidad firme con almacenamiento y gas puede elevar emisiones y precios. Pero tampoco hay que pensar en nuevas centrales: su coste y plazo las hacen poco realistas, salvo si hubiera tecnologías modulares maduras.
2. Renovables: potencia instalada, canibalización y red
España tiene más de 40 GW de fotovoltaica y más de 30 GW de eólica en funcionamiento, y objetivos de más de 76 GW de solar y 62 GW de eólica en 2030 según el PNIEC. El principal problema es la canibalización de precios: cuando muchas plantas solares producen a la vez, el precio cae a cero o negativo, y los proyectos sin contrato a largo plazo tienen dificultades para financiarse. Esto frena nuevas inversiones y exige contratos por diferencias, almacenamiento y demanda flexible.
Otro desafío es el rechazo social local a ciertos proyectos (macroplantas solares en zonas agrícolas, parques eólicos en espacios naturales), lo que obliga a mejorar la planificación y la participación: ordenación del territorio, uso de suelos degradados y cubiertas, beneficios económicos para las comunidades locales. La alternativa de autoconsumo y comunidades energéticas es una vía con buena aceptación, aunque su desarrollo ha sido más lento de lo esperado.
También hay un reto industrial: las cadenas de valor de paneles y baterías están dominadas por China, y Europa intenta reducir esa dependencia con el Reglamento sobre industria de cero emisiones netas. España puede aprovechar su potencial para fabricar baterías, componentes y electrolizadores, pero requiere una política industrial coherente.
3. Gas natural y dependencia exterior
España importa prácticamente todo el gas natural que consume (alrededor de 30 bcm al año), por gasoductos desde Argelia (reducida tras la crisis diplomática de 2022) y Francia, y por GNL desde Estados Unidos, Nigeria, Rusia (aún con volúmenes significativos de GNL hasta 2025, un asunto de debate dentro de la UE) y otros. Dispone de seis plantas de regasificación, un recurso estratégico que ha permitido reexportar GNL al resto de Europa tras la invasión rusa de Ucrania. España tiene, por tanto, una posición mejor que la de Alemania en seguridad de suministro de gas.
El gas seguirá siendo necesario como respaldo durante años. El debate es cuánto y hasta cuándo. Una política sensata mantiene los ciclos combinados como reserva estratégica, con pagos por capacidad, y reduce su uso a medida que aumentan almacenamiento y flexibilidad. Y diversifica proveedores. La dependencia total de importaciones de petróleo (el transporte sigue siendo fundamentalmente petrolero) sigue siendo mayor y más preocupante a largo plazo que la del gas.
La política de autonomía estratégica exige también reservas de seguridad: capacidad de almacenamiento de gas (con almacenamientos subterráneos limitados en España), existencias mínimas de petróleo y planes de contingencia. La experiencia de 2022 mostró que la UE puede solidarizarse, pero que cada país necesita su propio plan.
4. Hidrógeno verde y electrificación: expectativas y realidad
El hidrógeno verde (producido por electrólisis con renovables) se ha presentado como una gran oportunidad para España: ventaja de coste en renovables, puertos, industria química y siderúrgica y proyectos como los «valles del hidrógeno». El Gobierno y la UE han destinado fondos considerables. Sin embargo, la realidad es más modesta: costes aún altos, falta de demanda estable (sin compromisos de compra a largo plazo), dificultad de transportar y almacenar y dudas sobre la competitividad frente a otras soluciones. Varios proyectos importantes se han retrasado o cancelado.
El taller considera que el hidrógeno tiene sentido en usos específicos (fertilizantes, refino, acero, transporte pesado de larga distancia, aviación y marítimo mediante derivados) y no como sustituto general de la electricidad. La electrificación directa (vehículo eléctrico, bombas de calor, procesos industriales) es más eficiente en la mayoría de usos. Las políticas deberían priorizar la electrificación, con redes y precios que la favorezcan, y dejar el hidrógeno para donde no haya alternativa.
También hay que mirar el consumo: la eficiencia energética en edificios, el cambio modal en transporte y la gestión de la demanda reducen la necesidad de nueva generación y las importaciones. La energía más barata es la que no se consume.
Por tanto, antes de comprometer grandes subvenciones conviene exigir proyectos con demanda contratada y viabilidad económica comprobable.
5. Un mix pragmático
El taller propone una política energética basada en los siguientes principios: seguridad de suministro, precios competitivos y descarbonización creíble. En la práctica: mantener la nuclear segura mientras sea útil, revisando su fiscalidad; seguir desarrollando renovables con contratos a largo plazo y evitando la canibalización; invertir en redes, almacenamiento e interconexiones; mantener el gas como respaldo y diversificar suministros; priorizar la electrificación y la eficiencia; y desarrollar hidrógeno donde tenga sentido.
Además, una gobernanza clara y estable: la incertidumbre regulatoria (cambios retroactivos en primas a renovables en 2010–2013, que dieron lugar a arbitrajes internacionales con costes para el Estado) ha dañado la confianza de los inversores. Una política energética de Estado, con consenso básico entre los grandes partidos, es una condición para atraer inversiones de largo plazo.
Entre los principios figuran: neutralidad tecnológica, con criterio de coste total del sistema; apoyo a las redes, al almacenamiento y a la flexibilidad de la demanda; prórroga de la vida útil de las centrales nucleares si lo permiten las condiciones de seguridad, y debate abierto sobre nueva potencia nuclear en el medio plazo con datos de coste; y reducción gradual de la dependencia de importaciones de gas y petróleo, sin renunciar a contratos de suministro diversificados, incluyendo el gas natural licuado de distintos orígenes. La estabilidad regulatoria permitiría recuperar la confianza de los inversores.