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El cierre de Almaraz I supondrá un encarecimiento del 23% en el coste de la vida para hogares y pymes, y del 35% para la industria, según OBS Business School.
El impacto económico estimado para hogares y pymes sería de 150 a 250 euros anuales, mientras que la industria afronta riesgo de deslocalización y el sector servicios un aumento del 15-20%.
El informe advierte que, sin un despliegue masivo de baterías y almacenamiento para 2027, la volatilidad de precios podría aumentar aún más, especialmente en episodios de calima o falta de viento.
El cierre de la central dejará un vacío de 55-60 TWh anuales y podría favorecer apagones y la pérdida de miles de empleos técnicos, recomendando invertir urgentemente en digitalización y almacenamiento eléctrico.
La retirada de los primeros 1.000 megavatios (MW) de potencia firme nuclear de Almaraz I se traduciría en un encarecimiento directo del coste de la vida de un 23% para hogares y pymes y de un 35% para la industria, según un informe sobre el sector energético en España realizado por OBS Business School.
En concreto, ese impacto para hogares y pymes sería de unos 150 a 250 euros anuales, mientras que para el sector industrial vaticina un riesgo de deslocalización por ello. Para el sector servicios augura un incremento del 15-20% debido al traslado a precios finales.
El informe destaca que este incremento del 23% y 35% es una previsión 'ceteris paribus' y que si el despliegue de baterías y almacenamiento no es masivo para 2027, "la volatilidad podría disparar estas cifras en episodios de calima o falta de viento".
Y es que OBS Business School estima que, tras el cierre total de Almaraz entre 2027 y 2028, según el calendario vigente de clausura del parque nuclear, el precio del mercado mayorista ('pool') eléctrico subirá entre 13 y 37 euros por megavatio hora (MWh), unido al incremento por los derechos de emisión de CO2 debido al mayor consumo de gas natural.
Asimismo, el estudio indica que la salida de la nuclear dejará un vacío de 55-60 teravatios hora (TWh) anuales. A este respecto, las proyecciones para 2030-2035 sugieren una necesidad de respaldo mediante la instalación de 20 gigavatios (GW) de almacenamiento -baterías y bombeo- y mantener operativos los ciclos combinados de gas como "seguro de vida, lo que encarecerá los peajes de acceso".
Además, subraya la vulnerabilidad ante apagones, ya que sin la inercia de los grandes turbogeneradores nucleares, eventos como el del 28 de abril del año pasado podrían repetirse si no se despliega masivamente la tecnología de inversores de formación de red.
Igualmente, advierte de que el desmantelamiento supone la pérdida de miles de empleos de alta cualificación técnica que "difícilmente serán absorbidos por el sector renovable, menos intensivo en mano de obra operativa".
Digitalización y almacenamiento
Por otra parte, el informe, dirigido por el profesor Víctor Ruiz Ezpeleta, advierte de que es "urgente" invertir en digitalización y almacenamiento eléctrico para mitigar riesgos económicos que pueden alcanzar miles de millones de euros en sectores clave como la industria y los servicios.
Además, apunta que para 2026 el consumo eléctrico alcanzará récords históricos e indica que "la prioridad absoluta" del sector para este año será la flexibilidad y la modernización de las redes.
Así, señala que habrá un gran despliegue de baterías para el almacenamiento y se mejorará la interconexión eléctrica entre España y el resto de Europa.
Además, para evitar que situaciones similares a las del 'cero eléctrico' se repitan, el informe de OBS afirma que se debe obligar a las nuevas plantas renovables a utilizar inversores de 'formación de red' (grid-forming) que simulen la inercia de las máquinas síncronas tradicionales.
También aboga por implementar algoritmos de Inteligencia Artificial (IA) en los centros de control para poder predecir y aislar fallos en microsegundos, mucho antes de que se vuelvan sistémicos.