El debate sobre una posible prórroga de las centrales nucleares en España ha vuelto al primer plano político y energético. Mientras el calendario de cierre fijado entre 2027 y 2035 sigue vigente sobre el papel, las presiones por seguridad de suministro, costes y fiscalidad han reactivado las conversaciones públicas y privadas.
En este contexto se cruzan posiciones políticas enfrentadas, intereses territoriales y demandas empresariales. El Ejecutivo reitera que cualquier cambio requerirá cumplir condiciones estrictas, al tiempo que la oposición y parte del sector eléctrico piden revisar los plazos para evitar tensiones en el sistema y en los precios.
Qué está sobre la mesa: calendario y condiciones
El plan vigente prevé clausuras escalonadas entre 2027 y 2035: Almaraz I en 2027, Almaraz II en 2028 y Trillo como última en 2035. El Gobierno mantiene que nada ha cambiado formalmente respecto a ese cronograma.
Si se estudia una extensión, el Ejecutivo ha fijado tres líneas rojas: que no suponga un coste adicional para los consumidores, que se cumplan íntegramente las exigencias del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) y que Red Eléctrica de España garantice la seguridad de suministro.
Desde el Ministerio para la Transición Ecológica se insiste en que la evaluación debe ser técnica, transparente y con informes de costes desglosados. Sin ello, la carpeta de la prórroga permanece en pausa institucional.
En paralelo, el reciente contexto europeo —con la nuclear reconocida en la taxonomía verde— y los episodios de tensión eléctrica, citados tras el gran apagón de abril, han avivado el argumento de disponer de potencia firme durante la transición renovable.
El pulso político: Congreso, socios y abstenciones clave
En junio, el Congreso aprobó considerar una proposición del PP para replantear el calendario, con los votos de PP y Vox, la abstención de Junts y el rechazo de PSOE, Sumar y otros socios. El movimiento parlamentario ha reabierto el debate en la agenda pública.
Dentro del Gobierno, Sumar y Podemos han marcado una línea roja: mantener el cierre tal y como recoge el pacto de coalición. Yolanda Díaz ha avisado de que una prórroga vulneraría ese acuerdo, subrayando que su formación no avalará cambios que contradigan la hoja de ruta pactada.
Junts ha dejado entrever la alta dependencia nuclear en Cataluña, donde operan Ascó y Vandellós, y dirigentes nacionalistas han recordado que una parte sustancial del consumo procede de esta fuente. La abstención del grupo se explica, en parte, por esa realidad territorial.
El PSOE, por su parte, defiende que cualquier decisión debe someterse a las tres condiciones ya mencionadas y a la verificación de que no haya impacto en la factura eléctrica de los hogares y pymes.
Empresas eléctricas: qué piden y por qué
Las propietarias del parque nuclear, especialmente Iberdrola y Endesa, han planteado por carta una revisión del calendario con la hipótesis de una prórroga estándar de tres años por reactor. Argumentan que un cierre acelerado podría elevar el precio mayorista y reducir la oferta estable durante la transición.
El sector reclama abordar la fiscalidad específica que soportan las centrales. Según cifras expuestas por Endesa, los impuestos representarían más del 25% del coste (en torno a 17 €/MWh), por lo que piden una rebaja cercana a 10 €/MWh mediante la eliminación de tasas y tributos locales determinados.
Además, solicitan un marco regulatorio predecible para planificar inversiones de mantenimiento y modernización, requisito esencial si se autoriza vida adicional a las plantas.
El Ejecutivo ha respondido que las propuestas empresariales no constituyen una petición formal y que, tal como están, no cumplen las tres condiciones exigidas. Subraya, en particular, que no habrá traslados de costes a la ciudadanía.
¿Hay negociación? Contactos, cartas y desmentidos
La ministra de Transición Ecológica, Sara Aagesen, sostiene que no existe negociación abierta. Reconoce intercambios de comunicaciones con eléctricas —incluida su propia carta de respuesta—, pero enmarca esos movimientos como consultas y posiciones sin acuerdo.
El Gobierno insistentemente indica que ningún cambio se adoptará mientras las empresas no retiren condiciones que afecten a impuestos o a cargas para el consumidor, y hasta que no haya informes completos de costes y seguridad.
Desde el lado empresarial, el consejero delegado de Endesa ha considerado probable una prórroga de tres años por razones técnicas, si se despejan los frentes fiscales y regulatorios. Actualmente, esa expectativa aún no es una decisión oficial.
También se ha señalado que la carta inicial fue suscrita por Endesa e Iberdrola, pero no por Naturgy ni EDP, compañías igualmente vinculadas al protocolo de cierre de 2019, lo que limita su representatividad.
Impacto territorial y empleo: Almaraz, Trillo, Cofrentes, Ascó y Vandellós
Las comunidades que albergan centrales —Extremadura, Castilla-La Mancha, Comunidad Valenciana y Cataluña— subrayan el peso económico y laboral de estas instalaciones en su entorno. El cierre exige planes de transición justa para amortiguar efectos en empleo y actividad local.
Gobiernos autonómicos como Madrid y Extremadura han coordinado su defensa de Almaraz, advirtiendo del posible impacto sobre la industria y el tejido productivo. En Valencia se reivindica Cofrentes como pieza relevante del mix regional.
En Cataluña, medios han apuntado a que podría plantearse algún tipo de singularidad energética dada su alta dependencia y el menor despliegue renovable en comparación con otras regiones, extremo que hasta ahora no ha sido oficialmente confirmado.
Sin una planificación fina —en redes, almacenamiento, renovables y programas de reindustrialización—, el cierre podría generar desequilibrios locales difíciles de absorber a corto plazo.
Seguridad nuclear: el papel del CSN y la operación a largo plazo
El CSN fija los estándares más exigentes para autorizar continuidad operativa, que implican inversiones en equipos, modernización de sistemas y formación. La seguridad es la condición sine qua non para cualquier prórroga.
Los informes de seguimiento remarcan que, además de operar en condiciones seguras, las centrales requieren actualizaciones constantes que se traducen en costes relevantes, especialmente si se extiende su vida útil.
El Gobierno ha reiterado que la seguridad no se flexibiliza frente a presiones económicas o coyunturales, priorizando la protección de personas y medio ambiente.
La estabilidad del sistema también exige planes de emergencia y supervisión continuos, un elemento central en cualquier evaluación del CSN previo a extender licencias.
Europa, mercados y la transición renovable
La crisis energética de los últimos años, el encarecimiento del gas y la experiencia de países como Alemania han influido en el enfoque europeo. La taxonomía verde abrió la puerta a considerar transitoriamente la nuclear dentro de la financiación sostenible.
En España, la expansión renovable y del almacenamiento avanza, pero la sustitución total de la nuclear requiere redes, respaldo y flexibilidad a gran escala. De ahí que parte del debate gire en torno al ritmo realista de la transición y sus costes.
La oposición critica la política actual por posible volatilidad de precios y reclama más transparencia y simulaciones de escenarios. El Ejecutivo, por su lado, defiende la irreversibilidad de la descarbonización con salvaguardas sociales.
Qué mirar a partir de ahora
El foco inmediato pasa por informes de costes detallados, las condiciones del CSN y el dictamen de REE sobre seguridad de suministro. En paralelo, se seguirá de cerca el pulso en el Congreso, las posiciones de los socios de coalición y las peticiones fiscales autonómicas.
Si las empresas retiran exigencias incompatibles y acreditan viabilidad técnica y económica sin carga al consumidor, el Gobierno podría estudiar ajustes acotados. De lo contrario, el calendario de 2019 continuará como referencia de la política energética española.
Con los precios de la luz, el empleo local y la seguridad del sistema bajo la lupa, el escenario combina prudencia regulatoria y presión política. La decisión final se moverá entre la estabilidad del suministro hoy y la necesidad de acelerar el despliegue de renovables y almacenamiento para mañana.