Prórroga de Almaraz hasta 2030: impacto en gas, precios y renovables
Una decisión con consecuencias medibles para el sistema eléctrico
El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico ha renovado, mediante la Orden TED/864/2026, la autorización de explotación de las dos unidades de la central nuclear de Almaraz, que podrán operar hasta el 8 de junio de 2030. La decisión llega tras el informe favorable emitido el 16 de julio por el Consejo de Seguridad Nuclear y sustituye al calendario previo, que fijaba el cese de Almaraz I el 1 de noviembre de 2027 y el de Almaraz II el 31 de octubre de 2028.
En términos prácticos, la extensión supone alrededor de 31 meses adicionales de operación para la primera unidad y 19 meses para la segunda. Los dos reactores suman 2094 MW de potencia eléctrica bruta y, en 2025, generaron 15.369 GWh brutos —equivalentes aproximadamente al 7% de la demanda eléctrica española— y 14.752 GWh netos, repartidos en 7.649 GWh de Almaraz I y 7.103 GWh de Almaraz II.
El gas que dejaría de ser necesario, en cifras
Para calibrar la magnitud de lo que está en juego, resulta útil plantear un escenario teórico: si esos 14.752 GWh netos tuvieran que sustituirse íntegramente mediante ciclos combinados de gas, con un rendimiento de entre el 50% y el 55%, serían necesarios entre 27 y 30 TWh de gas natural al año.
Conviene subrayar que se trata de un techo de referencia y no de una previsión real del consumo de gas tras un eventual cierre, ya que en la práctica esa producción se cubriría con una combinación de nueva generación renovable, almacenamiento de energía, hidráulica, interconexiones, gestión de la demanda y ciclos combinados. Aun así, la cifra es relevante: en 2025 las entregas de gas al sector eléctrico español alcanzaron 99,7 TWh, de modo que el escenario de sustitución completa representaría un incremento de entre el 27% y el 30% sobre ese consumo anual.
Tomando como referencia un precio del gas de 60 €/MWh, adquirir ese volumen tendría un coste aproximado de entre 1.620 y 1.800 millones de euros al año, sin contar el gasto adicional en derechos de emisión de CO2. Como orden de magnitud, la agrupación Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT) estima que los 15.369 GWh de producción bruta de Almaraz en 2025 evitaron 5,5 millones de toneladas de CO2.
El riesgo de más vertidos de energía renovable
Uno de los efectos colaterales más señalados de la prórroga es su impacto sobre la integración de renovables. Mantener Almaraz operativo añade presión sobre un sistema que ya enfrenta un problema creciente: el curtailment técnico, es decir, la energía renovable que no puede integrarse en la red y que no llega a remunerarse.
En lo que va de 2026, ese vertido técnico alcanza ya los 4,5 TWh, frente a los 3,6 TWh registrados durante todo 2025, lo que apunta a un incremento superior al 25% incluso antes de que se complete el año. La prolongación de la vida útil de Almaraz podría intensificar esta tendencia al reducir el hueco disponible para la generación renovable en las horas de menor demanda.
Del consumo de gas al precio del mercado eléctrico
El efecto de Almaraz sobre los precios no depende solo del volumen de energía que aporta, sino de su papel a la hora de reducir la demanda residual que deben cubrir otras tecnologías, limitando en determinadas horas la necesidad de recurrir a los ciclos combinados de gas.
Este efecto se amplifica cuando el gas y los derechos de emisión cotizan al alza. En la semana del 10 de agosto, los futuros de gas TTF Front-Month en el mercado ICE se movieron entre 58,73 €/MWh y 61,42 €/MWh, mientras que los derechos de emisión de CO2 para diciembre de 2026 oscilaron entre 81,79 €/t y 82,75 €/t. Con un gas de referencia de 60 €/MWh y un CO2 en torno a 82 €/t, producir electricidad con un ciclo combinado cuesta, según su rendimiento, entre 139 €/MWh y 153 €/MWh solo en combustible y emisiones.
La comparación con el mercado resulta reveladora: en esa misma semana, el mercado eléctrico español registró un precio promedio de 128,92 €/MWh. Cuando los ciclos combinados marcan el precio marginal, las cotizaciones del gas y del CO2 repercuten de forma directa en el precio de casación. Por ello, la propia orden de renovación señala que la extensión de Almaraz contribuye, de forma coyuntural, a moderar la exposición del sistema y de los consumidores a los picos de los mercados internacionales de gas.
Implicaciones para el mercado de capacidad
Más allá del corto plazo, la prórroga modifica los supuestos con los que se venía dimensionando el futuro mercado de capacidad en España. Este mecanismo, pensado para dar señales de inversión al almacenamiento, la gestión de la demanda y otros recursos de respaldo, sigue siendo imprescindible para aportar firmeza y flexibilidad al sistema a medida que avance la retirada progresiva del parque nuclear, aunque ahora deberá recalibrarse teniendo en cuenta un horizonte de cierre distinto al previsto originalmente.