La política energética del Estado español se dirige hacia las renovables. El Gobierno estableció en 2019 un calendario para desmantelar de manera progresiva las centrales nucleares. La primera de ellas es Almaraz, la más antigua de España, cuyo apagón está previsto a partir del 2027. Esta política ha sido reciamente discutida por la oposición de las derechas en el Parlamento y las grandes compañías. Estas últimas solicitaron al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) un dictamen sobre las garantías de prorrogar la actividad hasta 2030. El informe, anunciado este jueves, avala esta posibilidad. Sin embargo, la decisión final será la del Ejecutivo, cuyos criterios no se basan solo en cuestiones técnicas, sino también en la mejor estrategia para garantizar un modelo sostenible y la soberanía energética.Publicidad¿Es política, económica y socialmente estratégico para España apostar por la prórroga nuclear? ¿O una dirección hacia las renovables puede garantizar de mejor manera el suministro, la eficiencia y la soberanía energética del Estado? La realidad es que los datos apuntan a un resultado positivo tras la apuesta por las fuentes limpias, como la eólica o la fotovoltaica.Resiliencia frente a las crisis energéticas internacionalesDurante el primer trimestre del 2026, con la ofensiva de Washington sobre el estrecho de Ormuz, que desencadenaron una crisis de recursos, las renovables en España mantuvieron el precio de la luz más estable que en el resto de Europa, especialmente aquellos más dependientes de combustibles fósiles como el gas natural. Desde los ataques de Israel y Estados Unidos contra Irán, el megavatio por hora (MWh) mantuvo precios muy similares a los de Portugal. Con respecto a Alemania, el precio ibérico llegó a ser más de 100 euros más barato."Ha quedado comprobadísimo que, gracias a la penetración renovable que tenemos, cuando llega un golpe duro de este tipo, lo sufres menos", declara a Público Eloy Sanz, director de la Cátedra de Transición Energética en la Universidad Rey Juan Carlos (URJC) y revisor experto del Grupo Intergubernamental de Expertos sobre el Cambio Climático (IPCC) de la ONU. "Hemos visto otros países, como Francia con la nuclear, o Reino Unido o Alemania con el gas, que han tenido precios muy elevados y son dos modelos energéticos y políticas muy diferentes".La ventaja del mercado español reside en que más allá de las infraestructuras que requieren las instalaciones fotovoltaicas o eólicas, el sol y el viento no tienen un coste monetario. Los Estados pagan por el gas o el uranio, pero no por el viento, la lluvia y el sol. La penetración de renovables, por tanto, abarata el mercado eléctrico.PublicidadProblemas del uranio para la soberanía energéticaAdemás, el viento, la lluvia y el sol son recursos autóctonos que no se deben importar de otros Estados. Una independencia así no se da con otras energías, tampoco con la nuclear, según explica Sanz. El experto recuerda que los yacimientos de uranio en España no están activos por "falta de rentabilidad económica". La última en cesar su actividad fue Mina Fe, en Saelices (Salamanca). La empresa australiana Berkeley quiso abrir una nueva mina de uranio en Retortillo, también en Salamanca. Pero el CSN emitió un dictamen desfavorable debido a la peligrosidad radioactiva del proyecto.El investigador de la URJC destaca además que el uranio pasa por diferentes pasos antes de poder ser utilizado en el sistema energético. Lo que se utiliza no es el recurso en crudo, sino que hay que enriquecerlo. Este proceso siempre se ha realizado en países extranjeros. Sanz recuerda que uno de los principales proveedores de uranio enriquecido es Rusia y que esta fue una de las excepciones contempladas en las sanciones por parte de la Unión Europea tras el inicio de la guerra en Ucrania. Según el Foro Nuclear, España también cuenta con Francia, Reino Unido y Países Bajos como proveedores europeos.El tercer paso es elaborar los elementos combustibles a partir del uranio enriquecido, añade Sanz, que es lo que se utiliza en las centrales. "Esto en España lo hacemos, y mucho", comenta. "No solo fabricamos gran parte de los que se consumen en España, sino que hay una gran empresa, Enusa, que fabrica elementos combustibles para muchas otras centrales en el mundo". Enusa es una empresa pública que se encarga precisamente de la elaboración de este recurso, que es el último paso antes de ser utilizado en la energía nuclear.PublicidadEl coste de prorrogar la nuclear en un mercado renovableA todo esto cabe añadir que el mercado eléctrico español tiene un liderazgo consolidado de las fuentes limpias. El consumo en 2025 creció un 2,8% con respecto al 2024 y la penetración de renovables mantuvo su tendencia al alza, con un incremento en la generación del 1,3% respecto al año anterior. De hecho, las energías verdes se hicieron cargo del 55,5% de toda la demanda de electricidad. Así lo afirman los datos de los informes que Red Eléctrica de España (REE) publicó en marzo.Eloy Sanz publicó en febrero un estudio –elaborado a petición de Greenpeace– junto a Víctor García Carrasco, de la Universitat Politècnica de Catalunya (UPC). En él analizan los impactos económicos y ambientales de su prolongación. Para ello, compararon el escenario de cierre, siguiendo el calendario programado, con un segundo escenario en el que se prorroga la vida de la central hasta 2030 y un tercero de "prórroga y desaceleración renovable" –en el cual el mercado asume que la prolongación será superior al plazo actualmente solicitado y que el resto de reactores se acogerán progresivamente a prórrogas similares–.La investigación, Cierre nuclear y transición energética: El caso de Almaraz, concluye que mantener la central abierta no abarata la electricidad a medio plazo, sino que genera un efecto desincentivador a la inversión renovable cuya consecuencia es un sobrecoste creciente para los consumidores a partir de los primeros años tras su cierre definitivo y un aumento de las emisiones. A partir de 2031, los escenarios con prórroga resultan sistemáticamente más caros que el cumplimiento del calendario de cierre, acumulando un sobrecoste de hasta 3.831 millones de euros en 2033 y pérdidas de inversión en renovables de 26.129 millones de euros hasta el mismo año.El inicio del apagón nuclear está previsto para noviembre de 2027, con el cierre de Almaraz I, el reactor en activo más viejo de todo el Estado. Las diferentes centrales se irán desmantelando progresivamente y el proceso culminará, previsiblemente, en 2035, con el cierre de Vandellós II y Trillo. Las empresas eléctricas dueñas de Almaraz –Endesa, Naturgy e Iberdrola– solicitaron el pasado mes de octubre de manera oficial la prórroga de su vida útil desde 2027 hasta el 2030. El CSN ha dado un dictamen positivo a esta solicitud, pero no es vinculante. La palabra final pertenece al Gobierno, que estudiará el informe con atención antes de hacer pública ninguna decisión sobre el futuro energético de España.