La prórroga nuclear de Almaraz hasta 2030 reduce la exposición al gas, pero eleva el riesgo de vertidos renovables. El Ministerio para la Transición Ecológica y el Reto Demográfico formalizó la extensión mediante la Orden TED/864/2026, tras el informe favorable del Consejo de Seguridad Nuclear emitido el 16 de julio. Las dos unidades de la central cacereña podrán operar hasta el 8 de junio de 2030, en lugar del calendario anterior que fijaba el cese de Almaraz I el 1 de noviembre de 2027 y de Almaraz II el 31 de octubre de 2028.
Cuánto gas evitaría Almaraz y qué coste tendría sustituirlo
Los dos reactores suman una potencia eléctrica bruta de 2.094 MW. La extensión supone alrededor de 31 meses adicionales para Almaraz I y 19 meses para Almaraz II. En 2025 produjeron 15.369 GWh brutos, equivalentes aproximadamente al 7% de la demanda eléctrica española, y 14.752 GWh netos: 7.649 GWh en Almaraz I y 7.103 GWh en Almaraz II. La generación neta es la referencia adecuada para calcular cuánto gas natural haría falta si esa producción desapareciera del mix.
Un escenario de sustitución completa permite dimensionar la magnitud. Si los 14.752 GWh netos de 2025 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, no de una previsión real. En la práctica, la energía se sustituiría por una combinación de renovables, almacenamiento, hidráulica, interconexiones, gestión de demanda y ciclos combinados.
La magnitud sigue siendo relevante. En 2025, las entregas de gas al sector eléctrico español alcanzaron 99,7 TWh. Los 27-30 TWh de sustitución completa equivaldrían a un aumento de entre el 27% y el 30% del consumo anual de gas para generar electricidad. Con un precio de referencia de 60 €/MWh, adquirir ese volumen costaría entre 1.620 y 1.800 millones de euros al año, a lo que habría que sumar los derechos de emisión de CO₂.
Como referencia de impacto climático, la agrupación Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT) estima que los 15.369 GWh brutos de Almaraz en 2025 evitaron 5,5 millones de toneladas de CO₂. La prórroga mantiene ese escudo térmico durante los próximos años, aunque su valor depende de la evolución del precio del carbono.
Mantener Almaraz reduce la exposición al gas, pero no elimina la presión sobre la integración de renovables.
El contexto de precios refuerza el argumento. En la semana del 10 de agosto, los futuros de gas TTF Front-Month se situaron entre 58,73 y 61,42 €/MWh y los derechos de emisión de CO₂ para diciembre de 2026 entre 81,79 y 82,75 €/t. Con ese gas y ese CO₂, el coste de producir electricidad con un ciclo combinado se mueve entre 139 y 153 €/MWh solo por combustible y emisiones. El mercado eléctrico español promedió 128,92 €/MWh esa misma semana, lo que evidencia el peso de los ciclos combinados como precio marginal.
El coste de sustituir Almaraz con gas ronda los 1.800 millones de euros al año; la alternativa es integrar más renovables sin desperdiciarlas.
Más nuclear, más presión para integrar renovables
La otra cara del equilibrio aparece en las horas de elevada producción fotovoltaica y eólica con baja demanda. Mantener más generación nuclear disponible reduce el espacio para integrar el resto de la producción. Si no hay suficiente almacenamiento, capacidad de exportación, redes o demanda flexible, aumenta el riesgo de vertidos de energías no gestionables como la eólica y la fotovoltaica.
Desde el punto de vista del mercado, la dificultad para absorber toda la generación disponible en determinadas horas eleva la presión hacia precios cero o negativos y acentúa la canibalización de los precios capturados por las tecnologías renovables. Acelerar el almacenamiento y desplazar el consumo hacia esas horas permitiría aprovechar más energía renovable y mitigar ese efecto.
La extensión tampoco modifica el horizonte de cierre del conjunto del parque nuclear español en 2035, pero concentra una parte relevante del relevo en 2030. Almaraz finalizaría su operación en junio; Ascó I, en octubre; y Cofrentes, en noviembre. Almaraz aporta 2.094 MW y Ascó I y Cofrentes cerca de 1.000 MW cada una, por lo que más de 4.000 MW de potencia nuclear saldrían del sistema en menos de seis meses.
El mercado de capacidad, obligado a recalcular sus supuestos
La nueva fecha de cierre de Almaraz modifica uno de los supuestos clave del futuro mercado de capacidad. Los análisis que justificaron la necesidad del mecanismo contemplaban la salida de Almaraz I en 2027 y de Almaraz II en 2028, justo en un período con riesgos de cobertura identificados. Mantener aproximadamente 2 GW de potencia nuclear hasta junio de 2030 cambia ese escenario y hace necesario actualizar las necesidades de capacidad antes de convocar las primeras subastas.
La propia orden que autoriza la prórroga estima un 7% menos de generación con ciclos combinados respecto al escenario del PNIEC. Ese dato confirma que la extensión modifica las necesidades de generación firme durante esos años. Actualizar el dimensionamiento es imprescindible, pero no debería retrasar de forma innecesaria la puesta en marcha del mecanismo. El mercado de capacidad sigue siendo fundamental para dar señales de inversión al almacenamiento, la gestión de la demanda y otros recursos de flexibilidad.
Las previsiones de largo plazo de AleaGreen y los análisis de almacenamiento de AleaStorage, divisiones de AleaSoft Energy Forecasting, apuntan a que las decisiones de inversión que se tomen ahora determinarán si en 2030 existe suficiente capacidad renovable integrable, almacenamiento y flexibilidad para afrontar la concentración de cierres nucleares sin aumentar la dependencia del gas.
La prórroga de Almaraz no resuelve por sí sola los desafíos de la transición energética. Reduce durante los próximos años la necesidad potencial de generación con gas y la exposición a su volatilidad, pero también obliga a gestionar mejor la convivencia entre generación nuclear y una capacidad renovable creciente. La contradicción es evidente: extender el nuclear da margen, pero ese mismo margen puede relajar la urgencia inversora en almacenamiento y flexibilidad, los recursos que el sistema necesitará antes de 2035.
El reto no es sustituir cada megavatio nuclear por otro de una tecnología determinada, sino construir un sistema capaz de cubrir la demanda en todas las horas. Fotovoltaica, eólica, baterías, bombeo, redes, interconexiones y gestión de la demanda deben avanzar en paralelo. La transición energética será más segura y competitiva si el nuevo sistema está preparado antes de retirar una parte relevante del anterior. La extensión de Almaraz amplía ese margen; ahora falta que se traduzca en inversión.
