El Gobierno ha prorrogado la vida útil de la central nuclear de Almaraz hasta junio de 2030 por la crisis energética y el encarecimiento del gas.
La complejidad y el coste de operar el sistema eléctrico español han aumentado desde el apagón del 28 de abril de 2025, lo que ha influido en la decisión.
Aunque la nuclear no resuelve las oscilaciones de tensión, Red Eléctrica considera valiosa su potencia firme para mantener márgenes de seguridad en la red.
El incremento de renovables y la falta de suficiente almacenamiento obligan a recurrir a mecanismos costosos y a mantener centrales convencionales para garantizar la estabilidad del sistema.
La decisión del Gobierno de prolongar hasta junio de 2030 la vida de los dos reactores de Almaraz se presenta oficialmente como una excepción provocada por la crisis energética internacional, el encarecimiento del gas y la necesidad de garantizar el suministro eléctrico.
Pero hay otra realidad, menos explícita, que ayuda a entender por qué el Ejecutivo ha terminado dando marcha atrás, al menos parcialmente, en su calendario de cierre nuclear: la operación del sistema eléctrico español se ha vuelto más compleja y más cara desde el apagón del 28 de abril de 2025.
El Gobierno insiste en que el cero energético no es una razón para mantener Almaraz. Recuerda que la energía nuclear "no es especialmente buena para el control dinámico de tensión" y tampoco sirve para "amortiguar las oscilaciones" que se asociaron a quedarnos sin luz en toda España.
El Gobierno prorroga la vida útil de la central nuclear de Almaraz hasta 2030
Técnicamente, el argumento tiene fundamento: el informe del panel europeo (ENTSO-e) que investigó el apagón identificó dos oscilaciones críticas, desconexiones incorrectas de generación y problemas en el comportamiento de determinadas unidades de generación convencional en el control de tensión.
Sin embargo, da la casualidad de que Almaraz, un imponente complejo nuclear de 2 GW de potencia firme, está en el epicentro del origen del apagón, un territorio marcado por un rápido desarrollo de generación fotovoltaica. Extremadura concentra más del 20% de toda la potencia solar instalada en España.
Puede que la nuclear no sea la solución específica al problema de las oscilaciones del 28-A, pero eso no significa que su desaparición sea indiferente para el operador del sistema. Y aquí aparece una contradicción que resulta especialmente relevante ahora.
Hace apenas un mes, Red Eléctrica pidió a Almaraz que retrasara una parada de mantenimiento prevista para finales de julio y comienzos de agosto precisamente por la situación de inestabilidad de la red.
El objetivo era evitar que salieran simultáneamente más de 1.000 MW de generación síncrona en un momento de elevada demanda y menor producción eólica y fotovoltaica.
Es decir, la nuclear quizá no sea la herramienta adecuada para resolver oscilaciones de tensión como las que desencadenaron el apagón, pero sí es una de las piezas que Red Eléctrica considera valiosas cuando necesita operar un sistema con márgenes de seguridad más estrechos.
Más coste por el gas
El propio operador lleva desde el apagón aplicando una denominada operación reforzada, una estrategia poco transparente y muy criticada por el sector eléctrico, en la que paga al margen del mercado mayorista la disponibilidad de centrales térmicas de gas, sobre todo, y también las hidráulicas y las nucleares.
La realidad es que ha supuesto una mayor utilización de ciclos combinados de gas y un incremento de los costes de los servicios de operación, porque el precio del gas es el factor principal del encarecimiento de la factura de la luz, año tras año.
Y ese es uno de los costes ocultos de la transición energética que empieza a emerger: tener mucha más generación renovable no significa necesariamente que operar el sistema sea más barato.
Cuando desaparece la generación convencional firme y aumenta la penetración de tecnologías basadas en electrónica de potencia, el operador necesita recurrir a más mecanismos de ajuste, reservas y servicios destinados a garantizar la estabilidad.
REE reconoce que la creciente penetración de renovables está modificando profundamente la forma de operar el sistema. Y mientras no haya otra energía de respaldo, como baterías o suficiente almacenamiento por bombeo hidráulico, no hay otra que seguir tirando de la nuclear.
Parar la industria
Los episodios del Servicio de Respuesta Activa de la Demanda (SRAD) en lo que va de año ofrecen otra fotografía reveladora. Red Eléctrica ha tenido que recurrir ya tres veces este año al Servicio de Respuesta Activa de la Demanda: el 28 de enero, el 15 de julio y el 22 de julio.
En los episodios de julio, el denominador común fue especialmente significativo: una demanda elevada por las altas temperaturas y una generación eólica inferior a la prevista. La tercera activación de 2026 fue precisamente atribuida a esa combinación de menor viento y fuerte demanda.
El SRAD no significa que España esté al borde de un apagón cada vez que se activa. Es un mecanismo diseñado precisamente para evitarlo y garantizar las reservas necesarias cuando los recursos disponibles no son suficientes.
Pero su utilización repetida sí demuestra que el equilibrio entre oferta y demanda exige cada vez más herramientas de gestión. Para el segundo semestre de 2026, REE ha dispuesto 1.775 MW de potencia adjudicada a este servicio.
La paradoja es evidente. El Gobierno sostiene que la nuclear no es imprescindible para gestionar la estabilidad dinámica de la red, mientras que el operador del sistema ha pedido recientemente que Almaraz no se desconectara porque necesitaba sus más de 1.000 MW de generación síncrona en un periodo delicado.
Son dos afirmaciones que pueden ser simultáneamente ciertas. Pero muestran que el debate sobre el cierre nuclear no puede reducirse a si una central puede o no resolver una oscilación concreta.
Costes
Hay además una cuestión económica. La llamada operación reforzada ha tenido un impacto sobre los costes del sistema. El Observatorio del Coste de los Servicios de Operación calcula que desde enero el sobrecoste asociado a estos servicios alcanza de media 23,40 euros/MWh.
Es decir, que los costes adicionales han superado los 200 millones de euros, elevando el acumulado de los servicios de operación hasta unos 2.300 millones.
Estas cifras proceden de una plataforma sectorial. Y dibujan el problema de fondo: una parte del ahorro obtenido con una electricidad renovable cada vez más barata en el mercado mayorista puede verse parcialmente perdida por el coste creciente de mantener estable un sistema con menos generación convencional disponible.
Por eso la prórroga de Almaraz puede ser algo más que una excepción motivada por la guerra de Irán, el gas o el estrecho de Ormuz. El Gobierno mantiene oficialmente que el calendario de cierre nuclear no cambia y que el resto de las centrales seguirá apagándose progresivamente hasta 2035.
Dudas
Pero la realidad operativa de 2026 está introduciendo dudas que no existían con la misma intensidad cuando se diseñó el calendario para cerrar las nucleares.
La pregunta que deja Almaraz, por tanto, no es únicamente si España necesita las nucleares para producir electricidad. Es cuánto está dispuesto a pagar el sistema por prescindir de ella antes de disponer de suficiente almacenamiento, redes, interconexiones y recursos de flexibilidad para sustituir todas sus funciones.
Y ahí reside probablemente la razón menos visible de la prórroga: Almaraz puede no ser la solución al apagón del 28-A, pero su ausencia sí puede hacer más difícil, más complejo y potencialmente más caro operar la red que quedó después de aquel apagón.