La previsión nuclear del OIEA ha vuelto a subir. La agencia proyecta ahora que la capacidad mundial se triplique en 2060, con los reactores modulares pequeños como motor del salto. Es la tercera revisión al alza consecutiva de un escenario que llevaba años plano.
De 370 a más de 1.100 gigavatios: la aritmética que sostiene el triplete
El organismo que vela por los usos pacíficos del átomo ha elevado su escenario de largo plazo por tercera vez consecutiva, según el informe del que se ha hecho eco la prensa especializada. El punto de partida es conocido: el parque nuclear mundial ronda los 370 gigavatios de potencia instalada y aporta algo menos del 10% de la electricidad que se consume en el planeta. El punto de llegada es el que cambia, porque el escenario alto supera los 1.100 gigavatios a mediados de siglo.
El cambio de vector es lo verdaderamente importante. Durante dos décadas, las proyecciones se apoyaron en grandes reactores de tercera generación —Hinkley Point C en Reino Unido, Flamanville en Francia, Vogtle en Estados Unidos—, obras de más de diez años y sobrecostes que en algún caso han duplicado el presupuesto inicial. El informe reparte el peso de otra manera: el crecimiento esperado descansa en una ola de reactores modulares pequeños, unidades de hasta 300 megavatios eléctricos por módulo, fabricadas en taller y ensambladas sobre el emplazamiento.
Sobre el papel, la promesa es razonable: menos obra civil, plazos de tres a cuatro años, inversión escalonada por módulos y una capacidad que se amplía según crece la demanda. La realidad ha tardado en acompañar. En 2023, el proyecto de NuScale en Utah se canceló después de que el coste estimado pasara de unos 5.000 a más de 9.000 millones de dólares, según las cifras que el propio consorcio manejó antes de renunciar. La primera unidad occidental de nueva generación, el BWRX-300 de Darlington (Canadá), sigue en obra.
Lo que ya se mueve no es solo el papel. La planta flotante rusa Akademik Lomonosov lleva desde 2020 suministrando electricidad en Pevek, en el Ártico; el ACP100 chino, de 125 megavatios, avanza en la isla de Hainan; y Argentina mantiene en pie su prototipo CAREM. La diferencia con la década anterior estriba en que estas unidades existen, están conectadas o en fase final, y eso entrega al OIEA algo distinto de una hoja de ruta: experiencia operativa acumulada.
El OIEA no ha elevado su previsión por entusiasmo tecnológico, sino porque por primera vez hay unidades construyéndose y datos de operación que respaldan el discurso.
El cuello de botella, en cualquier caso, no está en el hormigón. La mayoría de los diseños modulares funcionan con combustible enriquecido por encima del 5% y por debajo del 20%, el llamado HALEU, cuya cadena de suministro occidental es todavía casi inexistente: depende de capacidad de enriquecimiento que se construye en Estados Unidos y Reino Unido y que, según los calendarios públicos de los propios operadores, no estará disponible a escala comercial antes de 2030. Sin combustible, no hay módulo.
El reactor es la parte fácil del negocio; el combustible enriquecido y la autorización regulatoria decidirán si la ola modular llega en plazo.
SMR España: interés técnico, calendario de cierre y ninguna decisión tomada
En España el debate tiene una particularidad incómoda: llega mientras el país apaga sus reactores. El calendario pactado entre las eléctricas y Enresa mantiene el cierre escalonado de los siete reactores en operación entre 2027 y 2035, con Almaraz como primera parada y Vandellòs II y Trillo como última. La tecnología aporta en torno al 20% de la electricidad que se genera en el país, una cuota que el sistema tendrá que reemplazar con renovables, almacenamiento, y ciclos combinados que hoy funcionan muchas menos horas de las que necesitará la red.
Falta quien firme el primer cheque.
En el terreno de los SMR no hay ningún proyecto con licencia en tramitación ni emplazamiento decidido. El interés existe en el plano técnico: el regulador nuclear español ha ido incorporando los reactores modulares a sus líneas de trabajo internacionales y plataformas como CEIDEN mantienen grupos específicos sobre la tecnología. Hay estudios que ven en los emplazamientos de las centrales de carbón ya cerradas —As Pontes, Meirama, Litoral de Almería— un hueco razonable para módulos de 100 a 300 megavatios con conexión a red ya construida. Encontrar el suelo no es el problema.
La comparación europea tampoco ayuda. Reino Unido ha seleccionado a Rolls-Royce SMR como proveedor preferente para sus primeras unidades; Francia ha reservado suelo en Marcoule y ha comprometido financiación pública; Polonia, República Checa y Suecia han firmado cartas de intención con distintos proveedores. España no figura en ninguna de esas listas, y el motivo no es técnico: el marco regulatorio y retributivo de una tecnología que aún no tiene coste conocido por megavatio hora sigue sin definirse.
Esa letra pequeña importa.
El riesgo de cimentar una previsión a 34 años en tecnología que aún no compite en coste
La lógica del OIEA es defendible y, a la vez, incómoda. Es defendible porque el escenario alto no exige que la tecnología modular sea barata desde el primer día: basta con que sea desplegable a escala en las próximas dos décadas, algo que la ingeniería permite y que el marco regulatorio puede habilitar.
Es incómoda porque traslada una parte sustancial de la previsión a un segmento que no ha demostrado su tesis económica: ningún SMR ha operado en régimen comercial con un coste por megavatio hora conocido, y las primeras unidades de cada serie son, por definición, las más caras.
El sector tiene un precedente cercano. La eólica marina recorrió esa misma fase: subastas que se cayeron, contratos renegociados a peor precio para el promotor y sobrecostes que después se digirieron con más volumen y más repetición industrial. La nuclear modular puede recorrer ese camino o puede quedarse en el limbo de NuScale, con la tecnología validada, el primer proyecto cancelado y una década perdida. Lo que separa un desenlace del otro no es la ingeniería, es la política industrial y la disposición a pagar la curva de aprendizaje.
Los plazos no perdonan.
Para España el cálculo resulta incómodo en ambos sentidos. Si el escenario del OIEA se cumple y los módulos se abaratan, el país habrá desmontado su parque convencional sin haber colocado ni una piedra del siguiente. Si la tecnología se retrasa, el sistema tendrá que resolver la sustitución de sus siete reactores con renovables, baterías y gas, y el debate nuclear reaparecerá cada vez que el mercado mayorista apriete. Ninguna de las dos hipótesis puede descartarse hoy, y esa es la razón por la que el debate sobre los emplazamientos no debería esperar al apagón del primer reactor.
El hito que conviene seguir no es la próxima edición del informe —el OIEA publica su escenario de largo plazo con periodicidad anual—, sino la conexión a red de la primera unidad modular occidental en condiciones comerciales y su coste real de construcción. Si el BWRX-300 de Darlington cierra su obra en plazo y sin desviaciones, la ola que describe el organismo tendrá base empírica. Si vuelve a encarecerse, la previsión nuclear que hoy se presenta como un triplete será un tercer ajuste al alza sin respaldo material, y la cuenta atrás de Almaraz seguirá corriendo sin una alternativa definida en el horizonte.
