Un informe de OBS Business School advierte sobre el riesgo de apagones, una red eléctrica al máximo de su capacidad y la dependencia exterior si no se optimizan las interconexiones y el almacenamiento energético
La energía nuclear continúa siendo un componente fundamental en la generación eléctrica en España, puesto que, pese al aumento de las renovables, garantiza la estabilidad de la frecuencia. Por esta razón, el cierre de centrales nucleares implicará un incremento en el precio medio del mercado mayorista y un aumento en las emisiones al tener que utilizar más gas en ciclos combinados para cubrir esa demanda, según revela el informe El sector energético en España, elaborado bajo la dirección de Víctor Ruiz Ezpeleta, profesor de la OBS Business School.
Ezpeleta señala que sería conveniente aprender de la experiencia alemana, ya que ese país “ha alcanzado una cuota histórica de renovables del 62%, pero pagando el precio de poseer la electricidad industrial más cara de Europa y una dependencia crítica de las interconexiones con naciones que cuentan con energía nuclear, como Francia o República Checa”.
De acuerdo con el estudio, sin la inercia proveniente de los grandes turbogeneradores nucleares, incidentes similares al apagón del 28 de abril de 2025 en España podrían volver a ocurrir si no se implementa masivamente la tecnología de inversores de formación de red.
Los autores del informe subrayan que la desmantelación “causará la pérdida de miles de empleos altamente cualificados que difícilmente podrán ser absorbidos por el sector renovable, que demanda menos mano de obra operativa”.
El aumento de los costos energéticos será evidente en 2027, año en que, según el informe, se producirá un punto de inflexión en el mercado mayorista español, debido a que “la retirada inicial de 1,000 MW de potencia firme de Almaraz I modificará la curva de oferta, desplazando el equilibrio hacia tecnologías más caras en períodos de baja generación renovable”. Esto se traducirá en un aumento directo del costo de vida para el consumidor del 23%, un encarecimiento del 35% para la industria y cerca del 20% para el sector servicios.
Infraestructura de interconexión “insuficiente”
El apagón energético que sufrió España el año pasado evidenció que la infraestructura de interconexión era insuficiente. “Actualmente, España continúa sin cumplir la meta de la UE que exige al menos un 10-15% de capacidad de intercambio con países vecinos”, aseguran los autores del informe. Por ello, proponen reforzar la Interconexión transpirenaica, dando prioridad a proyectos de cables submarinos por el Golfo de Vizcaya para aumentar la capacidad de intercambio por encima de los 8,000 MW.
Otra cuestión pendiente para el sistema es la escasa capacidad de almacenamiento a gran escala: “En el momento del apagón, España solo disponía de 8 GW de almacenamiento, mayoritariamente bombeo hidráulico, lo que resultó insuficiente para absorber una fluctuación de 15 GW en apenas segundos”, destacan.
En esta línea, el Plan Masivo de Baterías (BESS) tiene como objetivo acelerar la instalación de por lo menos 20 GW de almacenamiento en baterías, que funcionarán como estabilizadores de frecuencia antes de 2030.
Para evitar que se repitan problemas similares, el informe de OBS indica que es preciso obligar a las nuevas plantas renovables a emplear inversores de formación de red (Grid-Forming), capaces de simular la inercia propia de las máquinas síncronas tradicionales. Además, recomienda implementar algoritmos de Inteligencia Artificial en los centros de control para predecir y aislar fallos en microsegundos, mucho antes de que se extiendan de manera sistémica.
Una descarbonización compleja
El debate sobre el cierre de las nucleares en España se enmarca en un contexto en el que el bienio 2025-2026 representa un punto de inflexión crucial en la transición energética global, que ha avanzado de una etapa de instalación masiva hacia otra centrada en la gestión inteligente y la resiliencia del sistema.
Respecto a España, los autores del informe explican que, luego de superar en 2024
Destacan, por un lado, la “tiranía” de los inversores, quienes deben evaluar los riesgos de invertir en renovables que son económicas, pero cuya integración “sin inercia sintética” genera un “riesgo sistémico”. Por otro lado, resaltan el “desequilibrio” que existe entre sostenibilidad, asequibilidad y seguridad, que consideran debe reconvertirse en la prioridad para la inversión en infraestructuras. Finalmente, plantean el desafío de gestionar millones de datos en tiempo real y la necesidad de contar con algoritmos de “curación” instantánea.
Mientras que los municipios con centrales nucleares reciben fondos por su impacto, la mayoría de la energía renovable se produce en zonas rurales que no reciben compensación.
En este panorama, “no basta con aumentar la potencia renovable, es esencial proporcionar al sistema mecanismos de respaldo y estabilidad dinámica”, afirma el informe. Argumentan que el apagón de abril de 2025 en España y los incidentes acaecidos en Chile evidencian la urgencia de invertir en digitalización y almacenamiento para reducir riesgos económicos que podrían alcanzar miles de millones de euros en sectores clave como la industria y los servicios.
Para ello, el futuro inmediato demanda una “visión integral” que combine la eficiencia energética, el autoconsumo y la gestión activa de la demanda, ya que “solo a través de una red eléctrica inteligente y bien interconectada se podrá garantizar un suministro sostenible, seguro y competitivo en términos económicos”, concluye el estudio.
Previsiones
La prioridad “indiscutible” para el sector este año, según recoge el informe, es la flexibilidad y modernización de las redes. Se prevé que el consumo eléctrico alcance récords históricos impulsado por la electrificación del transporte, el calor industrial y especialmente la demanda masiva proveniente de los centros de datos destinados a la Inteligencia Artificial.
Los autores anticipan un gran despliegue de almacenamiento (BESS) y un impulso en la instalación de baterías que funcionarán como amortiguadores. También se espera la implementación de normativas técnicas que obligarán a las plantas renovables a integrar inversores capaces de emular la inercia de las máquinas síncronas tradicionales, evitando así colapsos ante perturbaciones en la red.
Del mismo modo, se avanzará en la mejora de la interconexión entre España y el resto de Europa para superar el 10%, un objetivo estratégico fundamental para eliminar la condición de isla eléctrica que aún mantiene el país. Además, se consolidarán proyectos de hidrógeno verde como el H2med y los polos en Chile (Magallanes), que pasarán de la fase piloto a la industrial, orientándose a la exportación de e-combustibles.