La prórroga de Almaraz hasta 2030 reduce la exposición al gas pero añade riesgo de vertidos renovables

Una prórroga de 31 y 19 meses

La Orden TED/864/2026, firmada por el Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico, concede a las dos unidades de la central nuclear de Almaraz una nueva autorización de explotación que se extiende hasta el 8 de junio de 2030. La decisión se apoya en el informe favorable del Consejo de Seguridad Nuclear, emitido el 16 de julio. El anterior calendario fijaba el cese de Almaraz I el 1 de noviembre de 2027 y el de Almaraz II el 31 de octubre de 2028, por lo que la prórroga supone 31 meses adicionales para la primera unidad y 19 para la segunda.

Los dos reactores suman 2.094 MW de potencia bruta. En 2025 produjeron 15.369 GWh brutos, aproximadamente el 7% de la demanda española, y 14.752 GWh netos: 7.649 GWh en Almaraz I y 7.103 GWh en Almaraz II. La generación neta es la que se debe tomar como referencia para estimar cuánto gas haría falta para sustituir esa producción.

27–30 TWh de gas al año en un escenario de sustitución completa

Si los 14.752 GWh netos de Almaraz tuvieran que generarse íntegramente con ciclos combinados, con un rendimiento de entre el 50% y el 55%, serían necesarios entre 27 y 30 TWh de gas natural al año. Se trata de un techo teórico de referencia, no de una previsión real de consumo, porque en la práctica esa producción se sustituiría con renovables, almacenamiento, hidráulica, interconexiones, gestión de la demanda y ciclos combinados. La magnitud, en todo caso, es relevante: las entregas de gas al sector eléctrico español en 2025 sumaron 99,7 TWh, por lo que el escenario de sustitución total supondría un aumento de entre el 27% y el 30%.

Tomando un precio del gas de 60 €/MWh, el coste de adquirir ese volumen sería de 1.620 a 1.800 millones de euros al año, a lo que se añadiría el coste de los derechos de emisión de CO₂. Como referencia, Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT) estimaba que los 15.369 GWh brutos de 2025 evitaron 5,5 millones de toneladas de CO₂.

Menos horas de gas, pero más riesgo de curtailment

El efecto sobre los precios no depende solo de la energía producida. Al mantener Almaraz disponible, se reduce la demanda residual que tienen que atender otras tecnologías y, en determinadas horas, se limita la necesidad de encender ciclos combinados. El efecto es mayor cuando gas y CO₂ cotizan alto. En la semana del 10 de agosto, los futuros TTF Front-Month se situaron entre 58,73 y 61,42 €/MWh, y los derechos de emisión para diciembre de 2026, entre 81,79 y 82,75 €/t.

Con 60 €/MWh de gas y 82 €/t de CO₂, el coste de generar con un ciclo combinado se mueve entre unos 139 y 153 €/MWh solo por combustible y emisiones. La semana del 10 de agosto el precio promedio del mercado eléctrico español fue de 128,92 €/MWh: cuando el ciclo combina marca el precio marginal, esas cotizaciones tienen influencia directa sobre el precio. La propia orden ministerial reconoce que la extensión moderará la exposición del sistema a los picos de los mercados internacionales de gas.

La cara opuesta aparece en las horas de alta producción fotovoltaica y baja demanda. Cuanto más nuclear disponible, menos hueco para el resto de tecnologías. El curtailment técnico —energía renovable que no se puede integrar y no se remunera— alcanza ya los 4,5 TWh en lo que va de año, frente a los 3,6 TWh de todo 2025. Mantener más nuclear puede elevar ese riesgo, reforzar los episodios de precios nulos o negativos y acentuar la canibalización de los precios renovables.

El mercado de capacidad: cambia el dimensionado, no la necesidad

Los análisis que justificaban el mercado de capacidad habían contemplado la salida de Almaraz I en 2027 y Almaraz II en 2028, unos años en los que se identificaban riesgos de cobertura. Con la nueva fecha de cierre, ese escenario cambia: mantener unos 2 GW nucleares hasta 2020 pospone parte de las necesidades de firmeza. La orden ministerial estima un 7% menos de generación con ciclos combinados que en el escenario del PNIEC durante estos años, lo que confirma que el diseño del mecanismo necesita actualizarse antes de convocar las primeras subastas.

El mercado de capacidad sigue, según AleaSoft, siendo fundamental para dar señales de inversión al almacenamiento, la gestión de la demanda y otros recursos de firmeza que deberán incluirse cuando la nuclear se retire por completo. Actualizar el dimensionamiento no debe servir de excusa para dilatar el mecanismo, porque el problema de fondo no desaparece con Almaraz: se desplaza unos años, pero sigue ahí.

Más de 4.000 MW nucleares saldrán del sistema en seis meses

El horizonte de cierre del parque nuclear español en 2035 no cambia, pero la nueva fecha de Almaraz sí concentra una segunda parte del relevo en 2030. Almaraz terminará en junio. Ascó I tiene previsto su cierre en octubre de 2030 y Cofrentes en noviembre del mismo año. Teniendo en cuenta 2.094 MW de Almaraz y aproximadamente 1.000 MW de Ascó y Cofrentes, más de 4.000 MW nucleares saldrían del sistema en menos de medio año.

Esa concentración es la que obliga a interpretar la prórroga como un margen para invertir, no como una solución. La apuesta de Alea el mercado capacidad es seguir construyendo el sistema nuevo antes de retirar el existente. La transición será menos costosa y más segura si las decisiones de inversión en renovables, almacenamiento, redes y demanda flexible se toman ahora, y no cuando los reactores ya se hayan apagado.