El decreto por la guerra de Irán margina la nuclear y tensiona el diseño del sistema eléctrico

La aprobación del nuevo decreto ley de medidas urgentes para hacer frente al impacto de la guerra de Irán en los mercados energéticos consolida el modelo eléctrico del Gobierno sin introducir cambios en el papel de la energía nuclear. La norma no solo omite cualquier medida de refuerzo a la generación firme, sino que profundiza en un diseño de mercado que penaliza económicamente a las tecnologías síncronas y desplaza el equilibrio del sistema hacia un esquema con mayor dependencia del gas, lo que abre interrogantes técnicos relevantes sobre estabilidad, cobertura de demanda, resiliencia operativa y aumento de emisiones de CO2.

El texto aprobado se articula fundamentalmente sobre medidas de alivio inmediato al consumidor y a los sectores productivos, mediante rebajas fiscales, ampliación del bono social y mecanismos de contención de precios energéticos. Sin embargo, en lo que respecta al mix de generación, el decreto no introduce modificaciones estructurales ni revisa el calendario de cierre nuclear, que prevé el apagón progresivo del parque entre 2027 y 2035. Esta ausencia de medidas no es neutra desde el punto de vista técnico. En un sistema eléctrico altamente regulado, la falta de incentivos o de adaptación del marco económico equivale, en la práctica, a consolidar la inviabilidad de determinadas tecnologías.

Uno de los elementos más relevantes del decreto es la continuidad de los mecanismos de intervención sobre el mercado eléctrico, en particular aquellos que afectan a las denominadas tecnologías inframarginales. Las centrales nucleares, con costes variables bajos y elevada disponibilidad, habitualmente por encima del 85% de factor de carga anual, dependen de la señal de precio del mercado mayorista para recuperar sus elevados costes fijos, asociados a operación, mantenimiento, gestión de combustible y cargas fiscales específicas.

La aplicación recurrente de minoraciones de ingresos, concebidas para limitar los denominados “beneficios caídos del cielo”, reduce directamente la rentabilidad de estas instalaciones. Esto introduce una distorsión clara ya que las tecnologías esenciales para la estabilidad del sistema ven erosionada su viabilidad sin que exista un mecanismo alternativo que remunere los servicios que efectivamente prestan.

Ni pagos por capacidad ni mecanismos equivalentes

El decreto tampoco incorpora pagos por capacidad ni mecanismos equivalentes que valoren la disponibilidad de potencia firme. Este es un aspecto crítico. El sistema eléctrico debe garantizar en todo momento el equilibrio instantáneo entre generación y demanda, lo que exige la presencia de tecnologías capaces de producir energía de forma continua y predecible. La energía nuclear cumple esta función como generación de base, aportando no solo potencia activa sino también inercia rotacional, estabilidad de frecuencia y potencia de cortocircuito, parámetros fundamentales para la operación segura de la red.

Sin embargo, el diseño actual del mercado eléctrico español, alineado con el modelo marginalista europeo, remunera exclusivamente la energía producida, no la capacidad disponible. Este fenómeno, conocido como “missing money problem”, provoca que tecnologías imprescindibles desde el punto de vista físico queden infrarremuneradas desde el punto de vista económico.

Nudos de transición justa

Además, en la disposición final decimotercera se habilita al Consejo de Ministros a declarar nudos de transición justa aquellos que evacúen energía “de centrales térmicas o nucleares que, o bien hayan cerrado o cuyo cierre se vaya a producir en un corto plazo de tiempo”. En dichos nudos de transición justa la capacidad de acceso liberada tras el cierre de centrales energéticas se adjudica a nuevas centrales renovables. Esta figura se creó para tratar de compensar a las zonas afectadas por el cierre de las centrales de carbón, pero no incluía, hasta ahora, a las nucleares. Y parece que esta disposición se ha redactado específicamente pensando en la central extremeña de Almaraz, cuyo cierre está previsto para el año que viene.

Así, el decreto refuerza el impulso a las energías renovables, especialmente eólica y solar fotovoltaica, que ya representan una proporción creciente del mix de generación en España. Según datos recientes de operación del sistema, en determinados momentos estas tecnologías han superado conjuntamente el 70% de la generación instantánea.

No obstante, su carácter no gestionable introduce una variabilidad intrínseca que debe ser compensada por tecnologías de respaldo. En ausencia de nuclear, esta función recae fundamentalmente en los ciclos combinados de gas y, en menor medida, en la hidráulica. La primera presenta una dependencia directa de los mercados internacionales de gas, precisamente el vector energético más tensionado por el conflicto en Oriente Medio, mientras que la segunda está condicionada por la cantidad de agua disponible, que este año es muy grande pero que no es así históricamente.

Estabilidad del sistema

Desde el punto de vista dinámico, la sustitución progresiva de generación síncrona nuclear por generación basada en electrónica de potencia, es decir renovables, tiene implicaciones directas sobre la estabilidad del sistema. Las máquinas síncronas aportan inercia natural al sistema eléctrico, es decir, capacidad para amortiguar perturbaciones de frecuencia ante desequilibrios entre generación y demanda.

Esta inercia es clave para evitar desviaciones bruscas que puedan desencadenar desconexiones automáticas y fallos en cascada. La reducción de este tipo de generación obliga a introducir soluciones tecnológicas adicionales, como sistemas de inercia sintética, compensadores síncronos o almacenamiento avanzado, que aún no están desplegados a escala suficiente.

El problema se agrava al considerar el estado actual del almacenamiento energético. Aunque existen proyectos de baterías y centrales de bombeo, su capacidad sigue siendo limitada en comparación con las necesidades de un sistema con alta penetración renovable. Las baterías permiten gestionar desajustes horarios, pero no resuelven episodios prolongados de baja generación renovable, como periodos anticiclónicos sin viento.

El bombeo hidráulico, por su parte, sigue sin contar en España con un plan serio para su desarrollo. Y el hidrógeno como vector de almacenamiento estacional se encuentra todavía en fases iniciales. En este contexto, la ausencia de generación firme como la nuclear reduce el margen de maniobra del operador del sistema.

El modelo que refuerza el decreto implica una mayor exposición a escenarios de estrés. Estos no se traducen necesariamente en fallos inmediatos, sino en una reducción progresiva de la resiliencia del sistema. Se trata de sistemas que operan correctamente en condiciones normales, pero presentan una mayor vulnerabilidad ante eventos extremos o combinaciones adversas de factores como picos de demanda, baja producción renovable, indisponibilidad de generación térmica o tensiones en el suministro de gas. En estos escenarios, la falta de generación nuclear elimina una capa de redundancia que históricamente ha contribuido a la robustez del sistema eléctrico español.