La energía nuclear ha regresado al primer plano en medio de una transición que pide más electricidad y menos emisiones. Cuando sube el gas, el recibo de la luz lo recuerda rápido, y eso está empujando a muchos países a replantearse qué tecnologías les dan estabilidad.
China está liderando la nueva ola de construcción de reactores, mientras España mantiene un calendario de cierres hasta 2035. La cuestión de fondo es sencilla. ¿Cómo se protege el bolsillo y el CO2 si una parte grande de la generación “firme” deja de estar disponible y el gas vuelve a marcar el paso?
China marca el ritmo
La Agencia Internacional de la Energía (AIE) explica que en 2025 entraron en operación unos 3 GW de nueva potencia nuclear, pero también se retiraron otros 3 GW, con una parte importante de cierres en Bélgica. Por eso, la capacidad nuclear global se quedó prácticamente igual, en torno a 420 GW al final de 2025.
Donde sí hay movimiento es en las obras nuevas. En 2025 se iniciaron diez construcciones de reactores, nueve en China y una en Rusia, con 12,2 GW en total. Y la AIE resume la tendencia con un dato que lo dice todo, en la última década el 94% de los reactores que empezaron a construirse fueron de diseño chino o ruso.
A día de hoy hay 78 GW nucleares en construcción en 15 países, uno de los niveles más altos de las últimas tres décadas, y la mitad de esa potencia está en China. La AIE espera que el país alcance alrededor de 100 GW instalados hacia 2030, una cifra que ayuda a entender por qué Pekín está en el centro del “renacimiento nuclear”.
España y el calendario de cierre
España mantiene el plan de cierre escalonado de sus centrales nucleares en el horizonte 2027 a 2035, alineado con el PNIEC y con el Séptimo Plan General de Residuos Radiactivos. En esa planificación, Almaraz aparece como una de las plantas clave por su peso en la generación y por el debate que concentra.
Este debate no es teórico, porque la nuclear sigue pesando en el mix. Red Eléctrica señala que en 2025 la eólica fue la primera fuente de generación, las renovables produjeron el 55,5% de la electricidad y la nuclear aportó el 19%. Como consecuencia, el 75,5% de la producción fue “sin emisiones de CO2 equivalente”.
En la práctica, esto significa que si se quita nuclear sin tener sustitutos listos, el sistema suele apoyarse más en los ciclos combinados. Y cuando el gas entra más horas, suben las emisiones y se encarece la electricidad. Es el tipo de efecto dominó que nadie quiere en su factura.
La factura y el CO2 en el escenario de PwC
PwC ha publicado un análisis centrado en lo que ocurre cuando la geopolítica sacude el gas. Su documento plantea un escenario concreto, con precios de gas elevados, en el que Almaraz no estuviese disponible en 2025. En ese caso, estima que el precio del mercado diario habría aumentado en 47 €/MWh y que las emisiones podrían haber subido hasta 4,9 millones de toneladas de CO2.
El estudio también baja estos números al terreno doméstico. PwC calcula que, en ese escenario, la factura habría aumentado un 24% para hogares y pymes y un 35% para la industria, con un impacto de casi 8.800 millones de euros al año. Para un consumidor doméstico, lo traduce en unos 144 euros más al año.
Conviene leerlo con calma, porque es una simulación, no una bola de cristal. La magnitud del impacto depende de hipótesis sobre demanda, renovables, interconexiones, disponibilidad de otras centrales y precio del gas. Aun así, sirve para visualizar el riesgo, cuando falta generación estable, el gas suele ocupar el hueco.
Renovables, redes y almacenamiento
La otra cara de la moneda es que España está añadiendo potencia limpia a buen ritmo. Red Eléctrica indica que en 2025 se incorporaron 10 GW de potencia renovable, sobre todo solar fotovoltaica, y que el parque de generación alcanzó 142,5 GW al cierre del año. También sitúa la potencia de almacenamiento en 3.427 MW.
Además, el almacenamiento (bombeo y baterías) ayudó a integrar 9.213 GWh en 2025, un dato que importa porque aporta flexibilidad. En el fondo, el reto no es solo generar más renovable, sino tener herramientas para moverla a las horas en las que la necesitamos. Por eso, el debate “nuclear sí o no” se cruza con otra pregunta. ¿Llegan a tiempo las redes, el almacenamiento y la gestión de la demanda para evitar que el gas se convierta en el plan B permanente? El reloj corre, y las inversiones también cuentan.
SMR y la parte incómoda
La AIE señala que casi todos los reactores en construcción siguen siendo grandes, por encima de 1.000 MW, pero los pequeños reactores modulares (SMR) empiezan a aparecer. China ya opera un SMR en tierra y Rusia otro en el mar, y hay proyectos en construcción como un SMR comercial de 125 MW en China y otro de 300 MW en Rusia.
La agencia añade que podrían empezar nuevas construcciones en el corto plazo en Canadá, Corea, Reino Unido y Estados Unidos. Suena prometedor, pero todavía es una tecnología que debe demostrar costes, plazos y encaje regulatorio a escala comercial. Y, como siempre en nuclear, hay dos palabras que no se pueden esquivar, residuos y desmantelamiento.
Qué debería vigilar el consumidor
Para entender qué hay detrás de los titulares, conviene seguir dos cosas de forma sencilla. Una es cuántas horas marca el gas el precio y cuánto aporta la generación “sin emisiones”, porque eso se nota en el recibo. La otra es si avanzan los proyectos que hacen el sistema más flexible (redes, baterías, bombeo e interconexiones).
A partir de ahí, el debate político se vuelve más comprensible. Mantener o cerrar centrales no es solo una decisión tecnológica, también es una decisión de calendario, costes y alternativas disponibles. Si el cierre llega antes que la flexibilidad, el gas gana terreno.
El análisis dese ha publicado en la web de PwC.
