Análisis Comparativo de Coste-Efectividad: Estabilización de la Red Eléctrica Española mediante Tecnologías Dedicadas versus Nueva Generación Nuclear

1. La Necesidad Imperativa de Estabilidad de la Red en la Transición Energética Española

La transición hacia un sistema energético descarbonizado, impulsada por ambiciosos objetivos políticos, presenta desafíos técnicos significativos para la operación segura y fiable de la red eléctrica. En España, el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) marca una hoja de ruta clara hacia una mayor penetración de energías renovables, lo que a su vez exige una reevaluación y refuerzo de los mecanismos que garantizan la estabilidad del sistema.

• 1.1. Definiendo la Estabilidad de la Red: Inercia, Potencia de Cortocircuito y Control de Frecuencia en Redes Modernas

La estabilidad de la red eléctrica es fundamental para garantizar la fiabilidad en la distribución de energía.¹ No se trata únicamente de minimizar los cortes de suministro, sino de asegurar que el sistema pueda operar dentro de parámetros técnicos seguros y estables, especialmente ante la creciente integración de fuentes de energía variables como la solar y la eólica.¹ La estabilidad engloba varios aspectos críticos:

• Control de Tensión y Potencia Reactiva: Mantener los niveles de tensión dentro de los límites operativos es esencial. Esto se logra gestionando el flujo de potencia reactiva, que actúa como un soporte para asegurar que la electricidad fluya correctamente y el voltaje se mantenga estable, compensando caídas de tensión debidas a alta demanda o largas distancias de transmisión.²
• Control de Frecuencia: La frecuencia de la red (50 Hz en Europa) debe mantenerse constante, lo que requiere un equilibrio continuo entre la generación y la demanda de energía. Desviaciones significativas pueden dañar equipos y provocar inestabilidad.² Los servicios auxiliares, como las reservas de contingencia (para cubrir fallos inesperados de generadores) y la regulación de frecuencia (ajustando la producción para mantener los 50 Hz), son cruciales.²
• Inercia del Sistema: La inercia es la resistencia inherente del sistema a cambios en la frecuencia. Tradicionalmente, esta propiedad proviene de la masa rotante de los grandes generadores síncronos (centrales térmicas, hidráulicas, nucleares).³ Una alta inercia actúa como un amortiguador, ralentizando las desviaciones de frecuencia (limitando la Tasa de Cambio de Frecuencia o RoCoF) tras una perturbación súbita (p.ej., la pérdida de un gran generador), dando tiempo a que otros mecanismos de control actúen.⁴
• Potencia de Cortocircuito (Nivel de Falla): La potencia de cortocircuito en un punto de la red es una medida de su «fortaleza» o «rigidez».⁶ Un nivel alto indica que la tensión en ese punto es robusta y no sufrirá grandes desviaciones ante fallos o cambios de carga.⁶ Es crucial para el correcto funcionamiento de los sistemas de protección y para la estabilidad de los equipos conectados, incluyendo los recursos energéticos basados en inversores (IBRs).⁴ Red Eléctrica (REE), el Operador del Sistema (TSO) español, utiliza métricas como el Índice Ponderado de Potencia de Cortocircuito (WSCR, Weighted Short Circuit Ratio) para evaluar la capacidad de conexión de nueva generación basada en electrónica de potencia (MPE).⁷
• 1.2. El Impacto de la Integración Renovable en la Red Española

El marco normativo español y europeo impulsa una profunda transformación del sistema energético. El PNIEC establece objetivos ambiciosos para 2030: alcanzar un 74% de generación eléctrica renovable, una penetración del 42% de renovables en el consumo final bruto de energía, y una reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) de al menos un 23% respecto a 1990 (con la Ley de Cambio Climático y Transición Energética) o un 55% para el conjunto de la UE.⁸ El objetivo a largo plazo es alcanzar la neutralidad climática antes de 2050, con un sistema eléctrico basado exclusivamente en fuentes renovables.⁸ España ya ha dado pasos significativos, superando por primera vez el 50% de generación renovable en el mix nacional en 2023.¹¹

Esta transición, esencial para la lucha contra el cambio climático y la reducción de la dependencia de combustibles fósiles ⁸, conlleva un desafío técnico inherente. La sustitución de la generación síncrona convencional (carbón, gas, nuclear) por fuentes renovables variables (ERV) como la eólica y la solar fotovoltaica, conectadas mayoritariamente a través de inversores electrónicos (IBRs), modifica las características físicas de la red.¹

Los IBRs convencionales, diseñados como seguidores de red (grid-following, GFL), no aportan de forma natural la inercia ni la potencia de cortocircuito que proporcionan las máquinas síncronas.⁴ Su operación depende de seguir la señal de tensión y frecuencia de la red existente, a menudo mediante un Lazo de Enganche de Fase (PLL).¹⁴ Como resultado, una alta penetración de IBRs conduce a una disminución de la inercia total del sistema y a una reducción de los niveles de cortocircuito, lo que se traduce en una red eléctricamente «más débil».⁴

Las consecuencias de esta debilitación son significativas. Una menor inercia provoca que la frecuencia de la red cambie más rápidamente (mayor RoCoF) ante desequilibrios entre generación y demanda, lo que aumenta el riesgo de activar protecciones por baja frecuencia y potencialmente desencadenar apagones en cascada.³ Niveles de cortocircuito más bajos pueden comprometer la estabilidad de la tensión, dificultar la operación fiable de los sistemas de protección y limitar la capacidad de conexión de nuevos IBRs.⁶ Informes de REE ya desde 2020 advertían sobre estos riesgos asociados a la alta penetración renovable prevista en el PNIEC.¹⁶

• 1.3. Cuantificando las Necesidades de Estabilidad: Evaluaciones de REE y Proyecciones PNIEC 2030

Red Eléctrica (REE), como TSO español, tiene la responsabilidad de garantizar la seguridad y operatividad del sistema eléctrico nacional.¹¹ Esto incluye planificar el desarrollo de la red de transporte para integrar los objetivos del PNIEC ⁸ y realizar análisis prospectivos de operabilidad para identificar necesidades futuras.⁸

Las evaluaciones de REE confirman las tendencias y riesgos derivados de la transición energética:

• Necesidades de Inercia: Una presentación de REE de septiembre de 2020 proyectaba que, bajo el escenario PNIEC, los niveles de inercia en el sistema peninsular español en 2030 serían aproximadamente un 30% inferiores a los niveles de 2020.¹⁵ Esta reducción sostenida, impulsada por la mayor penetración renovable, incrementa el riesgo de RoCoF inadmisibles ante grandes desequilibrios (como la pérdida súbita de generación o interconexiones).¹⁵ El mismo informe identificaba la necesidad de una provisión adicional de inercia (ya sea natural de máquinas síncronas o sintética mediante controles avanzados en IBRs) durante un 6% del tiempo ya en el horizonte 2026.¹⁵ REE está trabajando activamente en el desarrollo e implementación de capacidades de inercia sintética.¹⁹
• Necesidades de Potencia de Cortocircuito: Aunque los informes disponibles no cuantifican un nivel objetivo específico de MVA de cortocircuito para 2030, REE utiliza métricas como el WSCR para gestionar la conexión de nuevos IBRs y asegurar que no debiliten excesivamente la red en puntos específicos.⁷ La necesidad de mantener niveles adecuados de cortocircuito es implícita en la gestión de una red con alta penetración de IBRs. Estudios internacionales para sistemas similares (como Chile) recomiendan el uso de indicadores como el ESCR (Effective Short-Circuit Ratio) y el CSCR (Composite Short-Circuit Ratio) para monitorizar y gestionar la fortaleza de la red ⁶, sugiriendo que REE debe abordar activamente este parámetro. REE publica informes anuales sobre la evolución de las corrientes de cortocircuito.²¹
• Preocupaciones sobre la Adecuación del Sistema: Más allá de la estabilidad dinámica (inercia, SCC), REE también ha señalado posibles riesgos de adecuación, es decir, de capacidad para cubrir la demanda de energía. El Análisis Nacional de Cobertura (NRAA) de noviembre de 2023, complementario al análisis europeo ERAA 2022, identificó riesgos potenciales de que la Expectativa de Pérdida de Carga (LOLE, Loss Of Load Expectation) superase el estándar de fiabilidad en los horizontes 2025 y 2027.²² Estos riesgos se agudizarían en escenarios con desmantelamiento de ciclos combinados de gas (CCGT) o retrasos en la puesta en servicio de almacenamiento.²² Aunque la adecuación se refiere a la suficiencia de recursos, una falta de adecuación severa puede exacerbar problemas de estabilidad durante contingencias. Estas advertencias sobre riesgos operativos han sido consistentes en los informes de REE ¹⁶, a pesar del notable incremento en la inversión en la red de transporte realizada en 2023, que superó los 744 millones de euros, un 65.9% más que el año anterior.¹¹

Se observa una tensión fundamental: los objetivos del PNIEC ⁸, al impulsar la sustitución de generación síncrona por IBRs, generan una presión a la baja sobre métricas clave de estabilidad como la inercia y la potencia de cortocircuito.⁴ Los propios análisis de REE confirman esta tendencia (p.ej., la caída del 30% en inercia proyectada para 2030) y alertan sobre los riesgos operativos resultantes (RoCoF, LOLE) que podrían manifestarse incluso antes de 2030.¹⁵ La política de descarbonización, por tanto, crea directamente el desafío técnico de mantener la estabilidad. La solución requiere bien ralentizar la integración de IBRs (lo que entraría en conflicto con los objetivos políticos), bien realizar inversiones proactivas en tecnologías que compensen la pérdida de estos servicios de estabilidad.

Además, la persistencia de las advertencias sobre riesgos operativos ¹⁶ a pesar del aumento significativo de la inversión en red por parte de REE ¹¹ sugiere una posible brecha temporal o complejidad en la implementación. Podría indicar que la inversión aún no alcanza el ritmo vertiginoso de despliegue renovable impulsado por el PNIEC, o bien que la implementación de las soluciones de estabilidad necesarias (como condensadores síncronos o la adopción generalizada de inversores grid-forming) es intrínsecamente compleja y requiere plazos considerables para planificación, permisos y construcción, creando potencialmente una ventana de vulnerabilidad en el sistema.

La siguiente tabla resume las necesidades de estabilidad identificadas para la red española en el horizonte 2030:

Tabla 1: Resumen de Necesidades de Estabilidad de la Red Española (Horizonte 2030)

Esta tabla sintetiza el desafío multifacético de la estabilidad impulsado por el PNIEC, vinculando los objetivos políticos con parámetros técnicos específicos de la red y los riesgos operativos identificados por el TSO. Establece la definición concreta del problema que las soluciones tecnológicas posteriores deben abordar, proporcionando el contexto esencial para el análisis comparativo de coste-efectividad.

2. Soluciones Tecnológicas para Mejorar la Estabilidad de la Red

Frente a los desafíos planteados por la creciente integración de energías renovables, existen diversas soluciones tecnológicas capaces de proporcionar los servicios de estabilidad necesarios, como la inercia y la potencia de cortocircuito, que tradicionalmente ofrecían las centrales síncronas.

• 2.1. Condensadores Síncronos (CS): Tecnología Probada para Soporte de Inercia y Nivel de Falla
• 2.1.1. Funcionalidad y Beneficios:
  Los condensadores síncronos (CS) son máquinas eléctricas rotativas estructuralmente similares a los generadores síncronos, pero que no están acopladas a un motor primario (como una turbina) ni accionan una carga mecánica.27 Su función principal es operar conectados a la red, girando a la velocidad síncrona, para proporcionar servicios de estabilidad.27
  Sus beneficios clave incluyen:

• Aporte de Inercia: Al ser máquinas rotativas de gran masa, los CS aportan inercia física al sistema, ayudando a estabilizar la frecuencia y reducir el RoCoF ante perturbaciones.⁴ Esta es una de sus ventajas fundamentales frente a soluciones basadas únicamente en electrónica de potencia.⁴
• Incremento de la Potencia de Cortocircuito: Los CS contribuyen significativamente a la corriente de cortocircuito en el punto de conexión, aumentando la fortaleza de la red.⁴ Pueden aportar hasta cinco veces su potencia nominal en corriente de falla.⁵ Esto mejora la estabilidad de la tensión y facilita la integración de IBRs.⁶
• Soporte Dinámico de Tensión: Son capaces de inyectar o absorber rápidamente grandes cantidades de potencia reactiva, proporcionando un control dinámico de la tensión, especialmente crucial para la recuperación tras una falta en la red.⁴ Pueden ofrecer capacidad de sobrecarga temporal (p.ej., 200% durante 30 segundos).⁵
• Amortiguación de Armónicos: Pueden ayudar a amortiguar armónicos de bajo orden presentes en la red.²⁷

Los CS son considerados una solución madura, eficaz y fiable para reforzar redes débiles, especialmente en áreas con alta penetración renovable o remotas.⁴ REE ya identifica su necesidad para la estabilidad de los sistemas insulares españoles.⁸ Estudios técnicos, como los realizados en Chile, recomiendan su uso para aumentar la fortaleza de la red, sobre todo en escenarios de alta demanda.⁶ Su capacidad inercial puede ser aún mayor si se les acopla un volante de inercia adicional (flywheel).⁵

• 2.1.2. Análisis de Costes (CAPEX, O&M, Mejoras Potenciales como Volantes de Inercia):
  La principal desventaja de los CS es su coste. Se considera que tienen un elevado coste de adquisición (CAPEX).4 Un estudio detallado realizado para la Comisión Nacional de Energía de Chile en 2024 30 proporciona estimaciones de CAPEX que varían significativamente con el tamaño:

• Una unidad de 55 MVAr: ~33.8 millones USD (coste unitario ~614 USD/kVAr).
• Una unidad de 125 MVAr: ~59.0 millones USD (coste unitario ~472 USD/kVAr).
• Una instalación de 2×125 MVAr (250 MVAr total): ~113.9 millones USD (coste unitario ~455 USD/kVAr). Estos datos muestran economías de escala, con costes unitarios decrecientes a mayor tamaño.³⁰ Otra fuente menciona un rango de 10-40 USD/kVAr ³¹, pero este valor parece significativamente bajo en comparación con el estudio chileno y probablemente excluye costes importantes de instalación, obra civil y equipos auxiliares. Los datos de mercado suelen segmentarse por rangos de potencia reactiva (p.ej., >200 MVAr, 101-200 MVAr, etc.).³² El coste asociado específicamente al aporte de inercia (MWs) no se desglosa explícitamente, ya que es una característica intrínseca del diseño y tamaño de la máquina.⁵ Añadir un volante de inercia incrementa sustancialmente la constante de inercia H (p.ej., de H=1-5s a H=5-9s según ³⁰), pero conlleva un coste adicional.⁵ Un ejemplo menciona un CS con volante aportando 4000 MWs de inercia.²⁹

Los costes de Operación y Mantenimiento (O&M) también son considerados elevados debido a la naturaleza rotativa del equipo, similar a un generador convencional.⁴ El estudio chileno ³⁰ estima unos costes fijos anuales típicos de O&M en 470,000 USD, incluyendo personal, mantenimiento y atención de fallas (150,000 USD), O&M de subestación asociada (50,000 USD), coste de pérdidas (100,000 USD) y seguros (100,000 USD). Adicionalmente, se podría considerar un contrato de mantenimiento específico por unos 150,000 USD anuales.³⁰ La instalación en subestaciones, a menudo en lugares remotos, puede dificultar y encarecer la logística y el mantenimiento.⁴ Los sistemas de monitorización remota y mantenimiento predictivo pueden ayudar a optimizar el O&M y reducir paradas imprevistas.⁵Se constata que los CS son una tecnología conocida y fiable ⁵ que aborda directamente la disminución de inercia y niveles de falla causada por el desplazamiento de generadores síncronos por parte de las renovables.⁴ Su eficacia está demostrada en múltiples proyectos.²⁸ No obstante, sus significativos costes de inversión y operación ⁴ representan una barrera económica importante, especialmente si se requiere un gran número de unidades distribuidas por la red.⁶ Esto genera un compromiso entre eficacia probada y alto coste, requiriendo análisis técnico-económicos detallados para determinar su despliegue óptimo.⁶Además, la efectividad y necesidad de los CS dependen de su ubicación. Son más necesarios en áreas con alta penetración de IBRs y condiciones de red débiles.²⁷ La ubicación óptima es crucial para maximizar los beneficios (soporte de tensión y cortocircuito localizados) y minimizar los costes.⁶ La reconversión de centrales térmicas existentes para operar como CS es una opción, pero puede ser insuficiente si sus emplazamientos no coinciden con las ubicaciones óptimas identificadas por los estudios de red.⁶ Esto implica que no es eficiente un despliegue masivo e indiscriminado, sino una instalación estratégica basada en análisis detallados de la red, como las evaluaciones de WSCR que realiza REE.⁷

• 2.2. Soluciones Basadas en Electrónica de Potencia: Inversores Formadores de Red (GFM) y Almacenamiento en Baterías (BESS)
• 2.2.1. Funcionalidad y Servicios a Red (Inercia Virtual, FFR, Arranque Autónomo):
  La electrónica de potencia ofrece alternativas a las máquinas rotativas para proporcionar servicios de estabilidad. Es clave distinguir entre dos tipos principales de control para inversores conectados a red:

• Seguidores de Red (Grid-Following, GFL): Son el tipo más común actualmente. Funcionan detectando la tensión y frecuencia de la red (usualmente mediante un PLL) y ajustando su inyección de corriente para seguir esa referencia.¹⁴ Aportan poco o nada a la estabilidad intrínseca del sistema y requieren una red relativamente fuerte para operar correctamente.¹⁴
• Formadores de Red (Grid-Forming, GFM): Este tipo de control permite al inversor comportarse como una fuente de tensión controlada, estableciendo activamente la tensión y frecuencia en su punto de conexión, de forma similar a un generador síncrono.¹⁴ No dependen de un PLL para sincronizarse, sino que lo hacen basándose en las magnitudes eléctricas de la red.¹⁴

Los inversores GFM, típicamente acoplados a Sistemas de Almacenamiento de Energía en Baterías (BESS), pueden ofrecer un abanico de servicios a la red ¹⁴:

• Inercia Sintética o Virtual: Capacidad de inyectar o absorber potencia muy rápidamente en respuesta a cambios de frecuencia, emulando la respuesta inercial de una máquina síncrona.¹⁹
• Respuesta Rápida en Frecuencia (FFR): Respuesta casi instantánea para contener desviaciones de frecuencia, más rápida que la respuesta primaria tradicional.³⁵
• Control de Tensión: Regulación activa de la tensión mediante la gestión de potencia reactiva.³⁴
• Capacidad de Arranque Autónomo (Black Start): Potencial para energizar una sección de la red tras un apagón total, sin necesidad de una fuente externa.¹⁴
• Mejora de la Estabilidad en Redes Débiles: Ofrecen una operación más robusta y estable en condiciones de red con bajos niveles de cortocircuito.³⁸

El papel del BESS es fundamental para habilitar estas funciones GFM, ya que proporciona el «depósito» de energía necesario para modular activamente la potencia de salida y responder a las necesidades de la red.³⁵ Incluso con inversores GFL, los BESS ya se utilizan ampliamente para proporcionar servicios como regulación de frecuencia, arbitraje energético y mejora de la integración de renovables.² Normativas técnicas como la IEEE 2800 están emergiendo para estandarizar los requisitos de los IBRs avanzados, incluyendo capacidades GFM.¹⁴

• 2.2.2. Análisis de Costes (Tendencias de Coste BESS, Prima de Coste GFM, LCOS):
  El coste de las soluciones basadas en BESS+GFM está influenciado por dos componentes principales: el coste del BESS y el posible sobrecoste del inversor GFM.

• Costes BESS: Los costes de los BESS a gran escala han experimentado una reducción drástica. En EEUU, el coste medio cayó casi un 70% entre 2015 ($2,152/kWh) y 2018 ($625/kWh).⁴¹ Más recientemente, BloombergNEF (BNEF) reportó una caída del 40% en el coste medio global de sistemas llave en mano (incluyendo baterías DC, sistema de conversión de potencia PCS y sistema de gestión de energía EMS, pero excluyendo EPC y conexión a red) entre 2023 y 2024, situándose en $165/kWh.⁴² Las proyecciones apuntan a una continuación de esta tendencia: IRENA estima posibles caídas adicionales del 50-60% para 2030 ⁴³, mientras que NREL proyecta costes para sistemas de 4 horas (caso medio) en torno a $326/kWh en 2030 y $226/kWh en 2050.⁴⁴ Los costes varían según la duración del almacenamiento (horas) y la región geográfica.⁴² Para comparar proyectos a lo largo de su vida útil se utiliza el Coste Nivelado del Almacenamiento (LCOS, Levelized Cost of Storage), que incluye CAPEX, O&M, costes de carga, degradación y reemplazo de componentes.⁴⁵
• Costes Inversor GFM: Generalmente se considera que los inversores GFM son más caros que los GFL debido a la mayor complejidad de sus algoritmos de control y, potencialmente, de su hardware.⁴⁷ Una estimación sugiere una prima de coste de unos $100/kW adicionales para GFM sobre GFL.⁴⁹ Sin embargo, existe debate sobre si la diferencia reside principalmente en el software, lo que podría permitir actualizar inversores GFL existentes si fueron diseñados con suficiente capacidad.³⁶ Actualmente, el mercado de GFM está en desarrollo, y muchos sistemas a gran escala son personalizados para proyectos específicos.³⁶ El mercado global de inversores GFM está creciendo rápidamente, con proyecciones que apuntan a superar los $1,000 – $1,500 millones anuales hacia finales de la década.⁴⁷ Los segmentos clave son los de alta potencia (>100 kW) y alta tensión (>500 V) para aplicaciones a escala de red (utility-scale).⁴⁷ Mientras que los inversores de string son actualmente dominantes y coste-efectivos en el mercado general de inversores ⁵⁰, están emergiendo inversores centrales con capacidad GFM para grandes plantas.⁴⁷ Aún no se dispone de datos de CAPEX específicos y estandarizados para inversores GFM a escala de utilidad en la documentación consultada.³⁰ Los precios encontrados en plataformas minoristas ⁵⁵ no son representativos.

Las soluciones BESS+GFM ofrecen una flexibilidad considerable, al poder proporcionar múltiples servicios a red desde un único activo controlable electrónicamente.¹⁴ Esto contrasta con los CS, más enfocados en inercia y potencia de cortocircuito. Sin embargo, GFM es una tecnología menos madura que los CS, con estándares aún en desarrollo ¹⁴ y una prima de coste incierta.³⁶ Aunque los costes de BESS están cayendo rápidamente ⁴¹, el coste total y la fiabilidad a largo plazo de despliegues GFM a gran escala aún se están estableciendo en el mercado. Esto crea una dinámica donde una tecnología potencialmente superior y más flexible se enfrenta a barreras de madurez, estandarización e incertidumbre de costes en comparación con la solución probada (CS), aunque esta última sea menos flexible.Una ventaja significativa de las soluciones BESS+GFM es su sinergia inherente con las plantas de generación renovable (solar, eólica).³⁸ Pueden co-ubicarse, compartiendo potencialmente infraestructuras de conexión a red y permitiendo una mejor integración y gestionabilidad de la producción renovable variable.⁵⁸ Esto contrasta con los CS, que son activos de red independientes. Este potencial de co-ubicación podría ofrecer ventajas de coste globales para la integración de renovables, más allá de la simple provisión de estabilidad, haciendo esta opción particularmente atractiva para la red española bajo los objetivos del PNIEC.

• 2.3. Breve Resumen de Otras Soluciones Auxiliares

Además de los CS y BESS+GFM, otras soluciones contribuyen a la estabilidad y flexibilidad del sistema:

• Gestión de la Demanda (Demand-Side Response, DSR): La flexibilidad en el consumo eléctrico puede ayudar al balance generación-demanda, aunque su contribución a necesidades críticas de estabilidad como la inercia o el cortocircuito es limitada y probablemente insuficiente por sí sola.⁶⁰
• Tecnologías de Mejora de Red (Grid Enhancing Technologies, GETs): Tecnologías como la Capacidad Dinámica de Línea (DLR) o los Controladores de Flujo de Potencia (PFC) permiten optimizar el uso de la infraestructura de red existente, pero no aportan directamente inercia o potencia de cortocircuito.
• Interconexiones: Las conexiones con sistemas eléctricos vecinos (Francia, Portugal, Marruecos) permiten importar o exportar energía y acceder a recursos de estabilidad externos.³ Sin embargo, la capacidad de interconexión de la Península Ibérica con el resto de Europa sigue siendo limitada en comparación con la capacidad de generación interna, lo que restringe su papel como solución única.⁸ Una red más mallada internamente también mejora la estabilidad al ofrecer rutas alternativas para los flujos de energía.³

3. Energía Nuclear: Contribuciones a la Estabilidad y Realidades Económicas

La energía nuclear, por sus características intrínsecas, aporta servicios de estabilidad a la red eléctrica. Sin embargo, la viabilidad económica de construir nuevas centrales nucleares en el contexto actual es un factor determinante en su consideración como alternativa.

• 3.1. Características Inherentes de Estabilidad de la Generación Nuclear

Las centrales nucleares utilizan grandes turbinas de vapor acopladas a generadores síncronos para producir electricidad.³ Al igual que otras centrales térmicas convencionales, estas máquinas rotativas de gran tamaño poseen una masa considerable que contribuye de forma natural y significativa a la inercia del sistema eléctrico.³ Además, son capaces de aportar corrientes elevadas en caso de cortocircuito, reforzando así la fortaleza de la red en su punto de conexión.³ Tradicionalmente, las centrales nucleares han operado en base, proporcionando una fuente de energía estable y predecible, y suministrando estos servicios de estabilidad de forma continua.

• 3.2. Evaluación Económica de Nuevas Centrales Nucleares
• 3.2.1. Gasto de Capital (CAPEX): Experiencias Europeas con EPR y Escalada de Costes
  La construcción de nuevas centrales nucleares es una de las opciones de generación eléctrica con mayor intensidad de capital.61 Los costes de construcción «overnight» (excluyendo los costes financieros incurridos durante la construcción) para los reactores de Generación III, como el EPR (European Pressurized Reactor), son extremadamente elevados. Estimaciones varían, pero apuntan a cifras muy superiores a las de otras tecnologías bajas en carbono:

• La EIA de EEUU estimó un coste típico de $6,695/kW.⁶²
• Un estudio de TNO para los Países Bajos estimó entre 3,600 y 7,200 €/kW (en euros de 2017).⁶³
• El gobierno del Reino Unido utilizó inicialmente una estimación de £3,742/kW (unos 4,400 €/kW) para Hinkley Point C, cifra que posteriormente se demostró muy optimista.⁶⁴

La experiencia reciente en Europa con la construcción de reactores EPR ha estado marcada por sobrecostes masivos y retrasos extraordinarios:

• Flamanville 3 (Francia): Iniciado en 2007 con un coste previsto de 3,300 millones € y finalización en 2012. La puesta en marcha se espera ahora para 2025 o más tarde, con un coste estimado que supera los 13,200 millones €.⁶⁵ Problemas con soldaduras y otros aspectos de diseño y construcción han sido factores clave.⁶⁸
• Olkiluoto 3 (Finlandia): Construcción iniciada en 2005, coste previsto de 3,000 millones € y finalización en 2009. Entró en operación comercial en 2023, con un coste final de unos 11,000 millones €.⁶²
• Hinkley Point C (Reino Unido): Aprobado en 2015/inicio construcción en 2017 con un coste estimado de 18,000 millones £. Las estimaciones más recientes sitúan el coste entre 35,000 y 46,000 millones £ (41,000-54,000 millones €), con posibles retrasos hasta 2031.⁶⁴

Otros proyectos internacionales, como Vogtle 3 y 4 en EEUU (reactores AP1000), también han sufrido escaladas similares, pasando de $14,000 millones a más de $34,000 millones.⁶⁹ Las causas de estas desviaciones son complejas e incluyen los desafíos de construir los primeros reactores de un nuevo diseño (first-of-a-kind, FOAK), incluso en unidades subsiguientes ⁶², la pérdida de competencias y experiencia en construcción nuclear en Occidente tras décadas de poca actividad ⁷³, la complejidad inherente de los diseños de Gen III, requisitos regulatorios muy estrictos, problemas en la cadena de suministro y deficiencias en la gestión de proyectos.⁶³ Los largos periodos de construcción (actualmente estimados en 7-10 años o más en Occidente ⁶³) implican además costes financieros muy elevados que se suman al coste «overnight».⁶³

• 3.2.2. Coste Nivelado de la Electricidad (LCOE): Referencias y Competitividad
  El LCOE es una métrica estándar para comparar el coste medio de generación por MWh a lo largo de la vida útil de una central, incluyendo CAPEX, O&M, combustible y desmantelamiento, descontados a valor presente.74
  Debido a los enormes CAPEX, el LCOE de la nueva energía nuclear es generalmente muy alto y poco competitivo frente a las energías renovables.⁶⁵ Análisis basados en datos de Lazard indican que el LCOE nuclear puede ser hasta cuatro veces superior al de la eólica terrestre.⁶⁵ BloombergNEF (2023-H2) sitúa el LCOE nuclear global de referencia entre 3 y 6 veces por encima del de la eólica y la solar.⁷⁷
  Estimaciones específicas para Europa varían:

• Un informe de la UE de 2020 ⁷⁴ no pudo calcular un LCOE para nuevas centrales en la UE27 por falta de proyectos recientes, pero citó como referencia China (67 €/MWh) y EEUU (82 €/MWh) en 2018 (usando una tasa de descuento del 7%).⁷⁴
• TNO (2018) proyectó un LCOE nuclear entre 65 y 120 €/MWh (con tasas de descuento del 7-10%).⁶³
• Análisis para Hinkley Point C mostraron que el LCOE podría escalar de 95 £/MWh a 164 £/MWh bajo supuestos más realistas de costes y plazos.⁶⁴
• El coste de generación de las centrales nucleares existentes en Francia fue re-estimado por el regulador en unos 65 €/MWh en 2023, superior a estimaciones previas.⁷⁷ Para las centrales españolas existentes, las estimaciones pre-subida de tasas se situaban en el rango de 45-70 €/MWh.⁷⁸

El informe «Projected Costs of Generating Electricity 2020» de la OCDE/NEA ⁸⁰ ofrece datos proyectados. Sus hallazgos clave ⁸⁰ indican que los costes de nueva nuclear se mantienen estables (aunque altos), mientras que la extensión de vida (LTO, Long-Term Operation) de centrales existentes es la opción de generación baja en carbono de menor coste. Los valores específicos de LCOE dependen fuertemente de la tasa de descuento y del país ⁸³:

• LTO: Muy competitivo. Para extensiones de 10-20 años y una tasa de descuento del 7%, el LCOE se estima en ~31-35 €/MWh para Francia, ~28-31 €/MWh para Suecia, y ~33-36 €/MWh para EEUU (valores convertidos de USD a EUR aprox.).⁸³
• Nueva Construcción (Gen III): Significativamente más caro. Con tasa de descuento del 7%, las proyecciones ‘n-th-of-a-kind’ (NOAK, optimistas tras superar la curva de aprendizaje) son ~42 €/MWh para Rusia, ~66 €/MWh para China/India, y ~71 €/MWh para Francia y EEUU.⁸⁴ Estos valores son proyecciones que contrastan con los costes reales observados en los proyectos FOAK de EPR en Europa.
• 3.2.3. Pasivos a Largo Plazo en España: Gestión de Residuos, Desmantelamiento y la ‘Tasa Enresa’
  La operación nuclear genera pasivos económicos a muy largo plazo asociados al desmantelamiento seguro de las instalaciones al final de su vida útil y a la gestión y almacenamiento definitivo de los residuos radiactivos de alta actividad.65 Los costes estimados solo para el desmantelamiento pueden alcanzar 1,000-1,500 millones € por cada 1,000 MW de capacidad.65
  En España, el coste total estimado para gestionar el cierre del parque nuclear actual (previsto entre 2027 y 2035) y sus residuos hasta el año 2100 se sitúa entre 20,000 y 26,500 millones de euros.⁸⁵ Esta cifra cubre el desmantelamiento de las centrales y la gestión a largo plazo del combustible gastado y otros residuos de alta actividad, previsiblemente mediante Almacenes Temporales Descentralizados (ATD) en cada emplazamiento, tras la decisión de no construir un Almacén Temporal Centralizado (ATC).⁸⁷
  Estos costes se financian principalmente a través de la denominada ‘Tasa Enresa’, una prestación patrimonial de carácter público no tributario que pagan los operadores de las centrales nucleares en explotación por la energía generada.⁸⁵ La empresa pública Enresa es la encargada de realizar estas tareas de desmantelamiento y gestión de residuos.⁸⁸
  En junio de 2024, el Gobierno español aprobó un incremento de aproximadamente el 30% en la Tasa Enresa, elevando la tarifa de 0.798 céntimos de €/kWh a 1.036 céntimos de €/kWh, con entrada en vigor el 1 de julio de 2024.⁸⁸ Este aumento, que eleva la recaudación anual estimada de unos 450 millones € a unos 585 millones € ⁹⁴, tiene como objetivo cubrir el incremento de los costes estimados en el 7º Plan General de Residuos Radiactivos (PGRR), derivado en parte del cambio de estrategia de gestión (de ATC a ATDs).⁸⁷
  Este incremento de la tasa añade una presión económica adicional significativa sobre las centrales nucleares existentes. Según análisis de PwC, supone un coste adicional de unos 2.4 €/MWh ⁸⁸, que se suma a otros impuestos específicos del sector (sobre el combustible gastado, sobre la producción eléctrica, etc.).⁸⁶ PwC estima que los costes totales medios del parque nuclear español (O&M, combustible, inversiones recurrentes, amortizaciones y carga fiscal total) se situarán en torno a 66.9 €/MWh en el periodo 2025-2035, siendo la carga fiscal (tasas e impuestos) aproximadamente el 41% de dicho coste.⁸⁸ Este nivel de costes, agravado por la subida de la Tasa Enresa, amenaza la viabilidad económica de las centrales en el mercado mayorista (cuyas expectativas a largo plazo se sitúan por debajo de ese nivel), lo que podría llevar a solicitar cierres anticipados.⁸⁸ El sector argumenta que el sobrecoste del 7º PGRR y la consiguiente subida de tasa derivan de decisiones políticas (cancelación del ATC) que no les son imputables.⁸⁷
  Considerando la abrumadora evidencia de sobrecostes y retrasos en los proyectos EPR en Finlandia, Francia y Reino Unido ⁶², y el LCOE resultante, muy superior al de las alternativas renovables ⁶⁵, la construcción de nuevas centrales nucleares en España se presenta como económicamente inviable en el contexto actual. Además, los plazos de construcción (10-20 años ⁶⁵) son incompatibles con las necesidades de estabilidad de la red en el horizonte 2030 del PNIEC. Los beneficios de estabilidad que podrían aportar llegarían demasiado tarde y a un coste prohibitivo.
  Por otro lado, si bien las centrales nucleares españolas existentes aportan valiosos servicios de estabilidad ³, su operación continuada hasta el cierre programado (2027-2035) se enfrenta a una creciente presión económica, exacerbada por la reciente subida del 30% en la Tasa Enresa.⁸⁸ Esto plantea un dilema: mantener la estabilidad proporcionada por estas plantas versus la carga económica para los operadores y la incertidumbre sobre la estrategia de gestión de residuos a largo plazo reflejada en los crecientes costes de Enresa. Un cierre anticipado de estas centrales debido a inviabilidad económica agravaría el desafío de estabilidad que REE ya está abordando, incrementando la urgencia y la escala de la necesidad de soluciones alternativas como CS o BESS+GFM. La Tasa Enresa, por tanto, se vincula directamente con la planificación de la estabilidad de la red a corto y medio plazo.

La siguiente tabla resume los costes asociados a las opciones nucleares:

Tabla 2: Resumen de Costes Estimados de Opciones de Energía Nuclear para España

Esta tabla contrasta crudamente la economía de extender la vida de las centrales existentes (LCOE operativo relativamente bajo pero presionado por la Tasa Enresa) frente a construir nuevas (CAPEX/LCOE prohibitivos y plazos incompatibles con el horizonte PNIEC). Incorpora el contexto español específico de los costes y financiación de la gestión de residuos, dejando clara la inviabilidad económica de la nueva construcción nuclear para los objetivos a 2030.

4. Análisis Comparativo: Coste-Efectividad para la Estabilización de la Red Española

La elección de la estrategia más rentable («rentabilidad») para estabilizar la red española requiere una comparación directa de las alternativas tecnológicas (condensadores síncronos, BESS+GFM, nueva nuclear) en términos de costes, beneficios y adecuación al contexto del PNIEC 2030.

• 4.1. Comparación de Costes para la Prestación de Servicios de Estabilidad (Inercia, SCC, FFR)
  Comparar directamente el coste de provisión de servicios específicos es complejo, ya que algunas tecnologías ofrecen un paquete de servicios (especialmente la nuclear) y las métricas de coste no siempre son homogéneas. No obstante, se pueden establecer comparaciones basadas en los datos disponibles:
• Provisión de Inercia:

• Condensadores Síncronos (CS): Aportan inercia física. El CAPEX se sitúa en el rango de ~455-615 USD/kVAr (~420-570 €/kVAr, asumiendo un cambio 1 EUR = 1.08 USD), más O&M anual significativo (~470k USD + 150k USD).³⁰ El coste por MWs de inercia no está aislado, pero está implícito en el tamaño/coste de la máquina.
• BESS+GFM: Aportan inercia sintética/virtual. El coste depende del CAPEX del BESS (tendencia a la baja, ~$165/kWh llave en mano + EPC/conexión en 2024 ⁴²) y de la prima de coste del inversor GFM (incierta, quizás $\sim$100/kW [49]). Requiere energía almacenada para responder.
• Nueva Nuclear: Aporta inercia inherente, pero como parte de un paquete de generación con un LCOE muy elevado (>100 €/MWh basado en proyectos europeos [64, 65, 77]) y plazos de construcción incompatibles con 2030.
• Provisión de Potencia de Cortocircuito (SCC):
• CS: Aumenta directamente los niveles de falla. [4, 5] El coste por MVA de SCC sigue la tendencia del CAPEX por MVAr.
• BESS + GFM: Su contribución a la corriente de falla es diferente a la de las máquinas síncronas y depende del diseño y dimensionamiento del inversor. [6, 36] Generalmente es inferior a la de un CS de tamaño comparable, aunque los GFM están diseñados para soportar mejor las condiciones de red débil.
• Nueva Nuclear: Aporta una contribución muy alta a la SCC.
• Respuesta Rápida en Frecuencia (FFR):
• BESS (GFM o GFL): Sobresalen en FFR debido a la velocidad de respuesta de la electrónica de potencia. [35, 37, 39] El coste depende más de la capacidad de potencia del inversor (/kW) que de la capacidad de energía (/kWh).
• CS: La respuesta es electromecánica, más lenta que la electrónica.
• Nuclear: La respuesta está limitada por la dinámica de la turbina y el reactor, siendo mucho más lenta.
• Coste Global: La nueva construcción nuclear es claramente la opción más cara para añadir capacidad que proporcione estabilidad, dados sus enormes CAPEX y LCOE.⁶² La comparación relevante se centra entre CS y BESS+GFM. Los CS tienen costes iniciales y de O&M elevados, pero son una tecnología madura y probada para inercia/SCC.⁴ Los costes de BESS+GFM están disminuyendo rápidamente, ofrecen mayor flexibilidad, pero la tecnología GFM es más nueva y su sobrecoste aún incierto.³⁶ El punto de equilibrio económico dependerá de la valoración específica de cada servicio, la trayectoria futura de los costes de BESS y la evolución de la prima GFM.
• 4.2. Evaluación de Flexibilidad, Escalabilidad y Plazos de Despliegue

• Flexibilidad: BESS+GFM ofrece una flexibilidad operativa superior, pudiendo proporcionar múltiples servicios (inercia virtual, FFR, control de tensión, arbitraje energético, potencialmente arranque autónomo) controlados por software y adaptables a las necesidades cambiantes de la red.¹⁴ Los CS se centran principalmente en inercia, SCC y soporte de tensión.⁴ La nuclear es inherentemente inflexible, operando típicamente en base.
• Escalabilidad: Tanto los CS como los BESS son modulares y escalables. Los BESS pueden desplegarse en un amplio rango de tamaños, desde nivel de distribución hasta grandes instalaciones de transmisión.² Los CS suelen ser activos de mayor tamaño, ubicados en la red de transporte.²⁷ Las centrales nucleares son inversiones discretas de muy gran escala, no modulares.
• Plazos de Despliegue: Los proyectos BESS pueden implementarse relativamente rápido, a menudo en 1-2 años. La instalación de CS probablemente requiera más tiempo (¿2-4 años?), considerando obra civil, fabricación y permisos. La construcción de una nueva central nuclear, basada en la experiencia europea reciente, requiere entre 10 y 20 años ⁶¹, lo que la descarta para satisfacer las necesidades del horizonte 2030.
• 4.3. Integración con los Objetivos de Energía Renovable y Flexibilidad del Sistema

• Sinergia con Renovables: Las soluciones BESS+GFM presentan fuertes sinergias con el despliegue masivo de renovables. Pueden co-ubicarse con plantas solares o eólicas, compartiendo infraestructura y facilitando la integración de la generación variable al proporcionar estabilidad localmente y permitir una gestión más flexible de la energía generada (p.ej., almacenamiento para evitar vertidos).³⁸ Los CS apoyan la integración renovable al reforzar la red, pero son activos separados. La nuclear, por su gran escala e inflexibilidad, puede competir por espacio en la red y por inversión con las renovables, y su operación en base puede dificultar la integración de altos porcentajes de generación variable.
• Necesidades Futuras: A medida que la red española avance hacia el objetivo de 100% electricidad renovable ⁸, la flexibilidad operativa ofrecida por BESS+GFM (incluyendo la capacidad de adaptarse a nuevos servicios que puedan requerirse) se vuelve cada vez más valiosa en comparación con las características fijas de los CS o la rigidez de la nuclear.
• 4.4. Evaluación Global de la Coste-Efectividad («Rentabilidad»)
  Ponderando los costes (CAPEX, O&M, LCOE/LCOS, pasivos a largo plazo) frente a los beneficios (servicios de estabilidad, flexibilidad, escalabilidad, rapidez de despliegue, sinergia con renovables), se perfila una evaluación comparativa:

• Nueva Nuclear: No es una solución coste-efectiva para las necesidades de estabilidad de España en 2030. Los costes prohibitivos, los plazos de ejecución excesivamente largos y el historial reciente de sobrecostes y retrasos en Europa la descartan como opción viable para este horizonte temporal. Sus beneficios de estabilidad intrínsecos no compensan sus desventajas económicas y temporales.
• Condensadores Síncronos (CS) vs. BESS+GFM: Esta es la comparación clave.

• CS: Tecnología probada y fiable para aportar inercia física y potencia de cortocircuito. Sin embargo, sus costes de adquisición y mantenimiento son elevados y ofrecen poca flexibilidad operativa. Podrían ser necesarios en ubicaciones específicas de la red identificadas por REE como particularmente débiles.
• BESS+GFM: Costes en rápida disminución (especialmente BESS), alta flexibilidad operativa (múltiples servicios), fuerte sinergia con la integración de renovables y despliegue más rápido. La principal incertidumbre reside en la madurez de la tecnología GFM y su sobrecoste actual. Es probable que su coste-efectividad mejore significativamente durante el horizonte del PNIEC.

La coste-efectividad no es una foto fija. La drástica y continua reducción de costes de los BESS ⁴¹ contrasta con los costes estables o elevados de los CS ⁴ y los costes crecientes de la nueva nuclear en Europa.⁶⁵ Esto implica que las soluciones que incorporan BESS+GFM serán, con alta probabilidad, significativamente más competitivas que los CS para el horizonte 2030. La nueva nuclear ya está fuera de la competición económica para nueva construcción. Las decisiones de inversión deben incorporar estas trayectorias de costes.Además, la solución óptima probablemente no resida en una única tecnología, sino en un portafolio diversificado. Dadas las múltiples necesidades de estabilidad (inercia, SCC, FFR) y las diferentes condiciones de red a lo largo del territorio español, una combinación de CS estratégicamente ubicados (para robustecer puntos críticos con inercia y SCC) y un despliegue más amplio de BESS+GFM (aportando flexibilidad, FFR, inercia virtual y facilitando la integración renovable) podría ofrecer la solución más resiliente y, en última instancia, coste-efectiva. Este enfoque permitiría aprovechar las fortalezas de cada tecnología donde sean más necesarias (p.ej., CS en zonas con bajo WSCR, BESS+GFM co-ubicados con grandes parques renovables).

La siguiente tabla resume la comparación de costes y características:

Tabla 3: Análisis Comparativo de Costes y Características de Soluciones de Estabilidad para España

Esta tabla proporciona la base comparativa para la evaluación final de «rentabilidad». Permite a los responsables de la toma de decisiones contrastar las tecnologías clave en múltiples dimensiones: coste (normalizado donde es posible), capacidad técnica, velocidad de despliegue y ajuste estratégico con los objetivos del PNIEC, evidenciando los compromisos inherentes a cada opción.

5. Conclusión y Recomendaciones Estratégicas

El análisis comparativo de las opciones para garantizar la estabilidad de la red eléctrica española en el horizonte 2030, en el contexto de los ambiciosos objetivos de integración renovable del PNIEC, conduce a conclusiones y recomendaciones estratégicas claras.

• 5.1. Síntesis de los Hallazgos: Ponderación de Costes, Beneficios y Riesgos
  La transición energética española, si bien imprescindible, reduce la inercia y la potencia de cortocircuito del sistema, creando riesgos para la estabilidad de frecuencia y tensión, e incluso para la adecuación del suministro, como advierten los análisis de REE. Para mitigar estos riesgos, se han evaluado tres enfoques principales: la instalación de condensadores síncronos (CS), el despliegue de sistemas de almacenamiento en baterías con inversores formadores de red (BESS+GFM), y la construcción de nuevas centrales nucleares.
  La nueva construcción nuclear, a pesar de su aporte inherente de estabilidad, queda descartada como solución viable para el horizonte 2030 debido a sus costes de capital prohibitivos, plazos de ejecución incompatibles y el historial reciente de enormes sobrecostes y retrasos en proyectos europeos similares (EPR).
  La elección real se centra entre los CS y las soluciones BESS+GFM. Los CS son una tecnología madura y eficaz para proporcionar inercia física y potencia de cortocircuito, pero conllevan altos costes de inversión y operación y ofrecen poca flexibilidad. Las soluciones BESS+GFM, impulsadas por la drástica caída de los costes de las baterías, ofrecen una flexibilidad operativa muy superior (múltiples servicios controlables), sinergias con la integración renovable y plazos de despliegue más cortos. Su principal desventaja actual es la menor madurez de la tecnología GFM y la incertidumbre sobre su sobrecoste, aunque las tendencias apuntan a una mejora continua de su coste-efectividad.
  Finalmente, la viabilidad económica del parque nuclear existente, que actualmente contribuye a la estabilidad, se ve presionada por la reciente subida de la Tasa Enresa, lo que introduce un riesgo adicional si se produjeran cierres anticipados.
• 5.2. Estrategia Recomendada para Asegurar la Estabilidad de la Red Española hacia 2030
  Basándose en el análisis de coste-efectividad, flexibilidad y alineación con los objetivos del PNIEC, se recomienda la siguiente estrategia:

1. Priorizar el Despliegue de BESS con Capacidad Grid-Forming (GFM): Esta debe ser la herramienta principal para gestionar la estabilidad de la red. Sus costes decrecientes, flexibilidad para ofrecer múltiples servicios (inercia virtual, FFR, control de tensión), sinergia con la alta penetración renovable prevista y rapidez de despliegue la convierten en la opción más adecuada y adaptable para el futuro sistema eléctrico español.
2. Utilizar Condensadores Síncronos (CS) de Forma Complementaria y Estratégica: Se recomienda el despliegue selectivo de CS en puntos específicos de la red de transporte identificados por REE como particularmente débiles (p.ej., con problemas críticos de WSCR o baja inercia local). Los CS deben considerarse una solución complementaria para aportar robustez de inercia y cortocircuito donde sea estrictamente necesario, no como la solución primaria generalizada.
3. Descartar la Nueva Construcción Nuclear para Necesidades de 2030: Se recomienda explícitamente no considerar la construcción de nuevas centrales nucleares como medida para abordar los desafíos de estabilidad del PNIEC 2030, dadas las barreras económicas y temporales insuperables.
4. Monitorizar la Viabilidad del Parque Nuclear Existente: Es crucial seguir de cerca la situación económica de las centrales nucleares actuales y desarrollar planes de contingencia para la estabilidad del sistema en caso de que se produzcan cierres antes de las fechas previstas en el calendario oficial. Esto podría requerir una aceleración del despliegue de BESS y/o CS.
5. Continuar con el Refuerzo de la Red de Transporte: El desarrollo y modernización de la red de transporte, tal como planifica REE, sigue siendo esencial para facilitar tanto la evacuación de la nueva generación renovable como el despliegue eficaz de las soluciones de estabilidad (BESS, CS) en las ubicaciones óptimas.

• 5.3. Consideraciones para la Política y la Inversión
  Para implementar con éxito la estrategia recomendada, son necesarias acciones en el ámbito regulatorio y de inversión:

• Desarrollo de Mecanismos de Mercado: Es fundamental evolucionar los mercados de servicios auxiliares para que remuneren adecuadamente los servicios de estabilidad (inercia, potencia de cortocircuito, FFR) proporcionados tanto por BESS+GFM como por CS.² Se requieren señales de precio claras y a largo plazo para incentivar la inversión necesaria.
• Impulso a la Tecnología GFM: Se deben promover políticas que aceleren la adopción de inversores GFM, incluyendo la armonización de requisitos técnicos (p.ej., alineación con estándares internacionales como IEEE 2800), el apoyo a proyectos piloto y, potencialmente, incentivos temporales para superar las barreras iniciales de coste y madurez.
• Agilización de Permisos: Es necesario simplificar y acelerar los procesos administrativos de autorización y conexión a red para los activos de estabilidad (BESS, CS), asegurando que su despliegue pueda seguir el ritmo de integración renovable marcado por el PNIEC.
• Planificación Dinámica y a Largo Plazo: La planificación de la red debe ser un proceso continuo y dinámico, que integre proactivamente las necesidades de estabilidad junto con los objetivos de expansión renovable más allá de 2030. Abordar de forma decisiva y sostenible la gestión a largo plazo de los residuos nucleares también es crucial para proporcionar certidumbre al sector.

La eficacia de cualquier estrategia tecnológica depende críticamente de la existencia de marcos políticos y regulatorios estables y predecibles a largo plazo. La incertidumbre sobre la remuneración de los servicios auxiliares, los requisitos técnicos para GFM, o incluso la evolución futura de la Tasa Enresa, puede disuadir la inversión en las soluciones de estabilidad necesarias. Una política energética clara, coherente y sostenida en el tiempo es, por tanto, un requisito indispensable para lograr una estabilización coste-efectiva de la red eléctrica española en su camino hacia la descarbonización.

Obras citadas

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57. SUNGOLDPOWER – Inversor solar todo en uno de 3000 W 24 V, entrada de CA de 120 VCA, salida de CA de 120 V, onda sinusoidal pura, cargador solar MPPT de 80 A y cargador de batería de CA de 40 A para – Amazon.com, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://www.amazon.com/-/es/SUNGOLDPOWER-Inversor-entrada-sinusoidal-cargador/dp/B0B4695XK3
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77. How Difficult is it to Expand Nuclear Power in the World? | Column | Renewable Energy Institute – 自然エネルギー財団, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://www.renewable-ei.org/en/activities/column/REupdate/20240927.php
78. ¿Cuánto cuesta la energía nuclear en España?, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://elperiodicodelaenergia.com/cuanto-cuesta-la-energia-nuclear-en-espana/
79. ¿Cuáles serían los efectos del apagón nuclear en la factura de la luz?, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://www.energias-renovables.com/panorama/efectos-apagon-nuclear-factura-luz-20250319
80. Projected Costs of Generating Electricity – 2020 Edition – Nuclear Energy Agency (NEA), fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://www.oecd-nea.org/jcms/pl_51110/projected-costs-of-generating-electricity-2020-edition?details=true
81. Projected Costs of Generating Electricity – 2020 Edition – Nuclear Energy Agency (NEA), fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://www.oecd-nea.org/upload/docs/application/pdf/2020-12/egc-2020_2020-12-09_18-26-46_781.pdf
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83. Levelised Cost of Electricity Calculator – Nuclear Energy Agency (NEA), fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://www.oecd-nea.org/lcoe/
84. Economics of Nuclear Power, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://world-nuclear.org/information-library/economic-aspects/economics-of-nuclear-power
85. El coste de cerrar las centrales nucleares y gestionar sus residuos asciende a 26.500 millones hasta 2100 – El Periódico de la Energía, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://elperiodicodelaenergia.com/espana-se-gastara-hasta-26-500-millones-en-cerrar-las-centrales-nucleares-y-gestionar-sus-residuos/
86. ¿Quién va a pagar los 20.000 millones de euros que va a costar la gestión de los residuos radioactivos? – Energias Renovables, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://www.energias-renovables.com/panorama/yquien-va-a-pagar-los-20-000-20250213
87. Los residuos radiactivos de las centrales nucleares: una gestión con sobrecostes evitables, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://www.pwc.es/es/publicaciones/energia/decalogo-energia-nuclear/residuos-radiactivos-centrales-nucleares-sobrecostes-evitables.html
88. Carga fiscal y energía nuclear, la viabilidad de las centrales está amenazada – PwC España, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://www.pwc.es/es/publicaciones/energia/assets/fiscalidad-parque-nuclear.pdf
89. La nueva ‘Tasa Enresa’ deja en fuera de juego a todas las centrales nucleares españolas, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://elperiodicodelaenergia.com/la-nueva-tasa-enresa-deja-en-fuera-de-juego-a-todas-las-centrales-nucleares-espanolas/
90. El Gobierno aprueba la nueva Tasa Enresa, la tarifa que pagan las centrales nucleares para su desmantelamiento – El Periódico de la Energía, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://elperiodicodelaenergia.com/gobierno-aprueba-nueva-tasa-enresa-tarifa-pagan-centrales-nucleares-desmantelamiento/
91. La tasa a pagar por los titulares de las centrales nucleares, debe cubrir todo el coste de la gestión de los residuos – Movimiento Ibérico Antinuclear, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://movimientoibericoantinuclear.com/2024/05/10/la-tasa-a-pagar-por-los-titulares-de-las-centrales-nucleares-debe-cubrir-todo-el-coste-de-la-gestion-de-los-residuos/
92. Proyecto de Real Decreto por el que se modifica la tarifa fija unitaria relativa a la prestación patrimonial de carácter – Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://www.miteco.gob.es/content/dam/miteco/es/energia/files-1/es-ES/Participacion/Documents/proyecto-de-real-decreto-por-el-que-se-modifica-tasa-enresa-2024/MAIN%20Real%20Decreto%20prestaci%C3%B3n%20patrimonial%20ENRESA.pdf
93. BOE-A-2024-12863 Real Decreto 589/2024, de 25 de junio, por el que se modifica la tarifa fija unitaria relativa a la prestación patrimonial de carácter público no tributario mediante la que se financia el servicio de la Empresa Nacional de Residuos Radiactivos, S.A., S.M.E., (Enresa) a las centrales nucleares, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://www.boe.es/buscar/doc.php?id=BOE-A-2024-12863
94. El Gobierno sube un 30% la tasa que financia la gestión de los residuos nucleares y el desmantelamiento – elDiario.es, fecha de acceso: mayo 4, 2025, https://www.eldiario.es/economia/gobierno-sube-30-tasa-financia-gestion-residuos-nucleares-desmantelamiento_1_11476684.html