El Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) tiene previsto debatir y votar este jueves el dictamen que podría dar luz verde a la prórroga de la central nuclear de Almaraz hasta 2030. La cita se produce tras el aplazamiento de la semana pasada y supone el paso previo a la decisión definitiva que deberá tomar el Gobierno en un plazo de dos meses.

El pleno del CSN está integrado por un presidente y cuatro consejeros. La aprobación de cualquier dictamen requiere una mayoría simple de los miembros presentes: bastarán tres votos favorables para que el informe salga adelante. Según fuentes del organismo, el análisis se centra en los sistemas de seguridad, las inversiones realizadas y las condiciones que debería cumplir la instalación para operar seis años más allá de su calendario de cierre actual.

Un voto técnico con consecuencias políticas

El dictamen del CSN es un informe preceptivo pero no vinculante. Su contenido condiciona la decisión final del Ejecutivo, que deberá autorizar o denegar la extensión de la vida útil de los dos reactores de Almaraz, actualmente programados para cesar su actividad el 1 de noviembre de 2027 y el 31 de octubre de 2028. Si el CSN considera que la planta puede operar con seguridad, el Gobierno dispondrá de aproximadamente dos meses para firmar la autorización. De no hacerlo en ese plazo, las empresas propietarias tendrían que solicitar formalmente el cierre.

El retraso de la semana pasada se debió, según fuentes del sector, a la necesidad de incorporar alegaciones de última hora. El organismo ya ha evaluado en los últimos meses las inspecciones periódicas de la central y el plan de inversiones presentado por Iberdrola, Endesa y Naturgy, que incluye mejoras en los sistemas de refrigeración y en la protección contra incendios. La decisión del jueves llega en un momento de máxima tensión para la política energética española, con un calendario de cierre nuclear pactado en 2019 que ahora enfrenta presiones de la industria y de las propias compañías eléctricas.

Almaraz: el 7% de la electricidad española y 3.000 empleos en juego

La central nuclear de Almaraz, ubicada en la provincia de Cáceres, genera el 7% de toda la electricidad de España y sostiene unos 3.000 empleos directos e indirectos, según datos de las compañías propietarias. Sus dos reactores, de 1.049 y 1.044 megavatios, llevan operando desde la década de 1980. El cese escalonado previsto en el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) supondría la pérdida de una fuente de generación firme y descarbonizada en un momento en que el sistema eléctrico encara picos de demanda crecientes y una electrificación acelerada. La región extremeña, donde el empleo industrial es escaso, ve en Almaraz un pilar económico de difícil sustitución.

La prórroga de Almaraz es un pulso entre la política industrial y los compromisos de cierre nuclear heredados. El dictamen del CSN dará la medida de hasta qué punto el regulador prioriza la seguridad frente a las presiones del momento.

Iberdrola (53% del accionariado), Endesa (36%) y Naturgy (11%) presentaron conjuntamente la solicitud formal de prolongación hasta junio de 2030. En declaraciones recogidas por El Periódico de la Energía, el director de Iberdrola, Mario Ruiz-Tagle, afirmó que “no nos parece razonable cerrar una central nuclear en este momento en España”. Las tres eléctricas consideran que Almaraz es rentable y técnicamente apta para seguir funcionando una década más del plazo original.

La encrucijada nuclear española: seguridad, descarbonización y política

El dictamen del CSN se produce en un contexto de debate abierto sobre el futuro del parque nuclear español. El Protocolo de Cierre del parque nuclear, firmado en 2019, establece un apagón escalonado entre 2027 y 2035. Sin embargo, la crisis energética disparada por la guerra de Ucrania y la necesidad de garantizar el suministro han llevado a varios países europeos —como Bélgica, Alemania o Francia— a revisar sus calendarios de cierre atómico. En España, la patronal CEOE y los sindicatos UGT y CCOO en la región extremeña han presionado para mantener la central abierta.

Desde el punto de vista de la descarbonización, Almaraz evita la emisión de unos 5 millones de toneladas de CO₂ al año, según estimaciones del sector. Sustituir esa generación por ciclos combinados de gas natural incrementaría las emisiones nacionales en un momento en que la UE endurece sus objetivos climáticos. Por otro lado, las organizaciones ecologistas mantienen que alargar la vida de las nucleares retrasa la inversión en renovables y almacenamiento. El debate se enmarca en la revisión en curso del PNIEC, que podría flexibilizar los plazos si se acreditan problemas de suministro.

El plano político añade una capa de incertidumbre. El Gobierno central debe decidir si mantiene la hoja de ruta de cierre o cede ante la presión industrial. La ministra para la Transición Ecológica ha evitado pronunciarse públicamente, pero fuentes próximas al Ejecutivo señalan que la decisión podría demorarse hasta septiembre, una vez se conozca el contenido exacto del dictamen.

Un informe favorable del CSN no garantiza la prórroga, pero sí reduce drásticamente el margen del Gobierno para negarla. La seguridad, si está acreditada, deja la decisión en el terreno de la política energética pura.

Si finalmente se deniega la extensión, las propietarias deberán solicitar el cierre formal y comenzar los trámites de desmantelamiento, un proceso que se prolongaría durante años y que conlleva costes elevados. En el caso contrario, el Gobierno dispondría de una ventana de dos meses para autorizar la reanudación de la licencia, con el consiguiente impacto en la planificación energética y en la estabilidad de la red eléctrica del oeste peninsular.

El dictamen no es vinculante pero condiciona la decisión política de un Ejecutivo que navega entre sus promesas de cierre y la realidad de un sistema eléctrico tensionado. La votación del jueves en el CSN es, en realidad, el primer acto de una decisión que se jugará en los despachos ministeriales durante el verano.

Iberdrola ha puesto en marcha el proceso de venta de su negocio de cogeneración industrial en España, una cartera de 264 megavatios (MW) instalados que podría alcanzar un valor de hasta 300 millones de euros, según estimaciones del banco de inversión Lazard. La operación, adelantada por ABC y confirmada por fuentes del sector, se reactiva tras varios intentos fallidos desde 2018, y se produce en un momento clave: el Gobierno acaba de aprobar el real decreto que da luz verde a las futuras subastas de renovación del parque de cogeneración, lo que podría revalorizar estos activos.

La decisión de la eléctrica presidida por Ignacio Sánchez Galán se enmarca dentro del plan de rotación de activos para concentrar la inversión en renovables y redes. La cogeneración, que utiliza gas natural para producir electricidad y calor útil en procesos industriales, representa apenas un 2% de la producción total de Iberdrola, un peso insignificante frente al 4-6% que supone para el conjunto del sistema eléctrico nacional.

Una cartera menguante: de 300 MW a 264 MW y con la producción en retroceso

La compañía ya dio el primer paso este mismo año con la venta de su cartera de activos de gas para el tratamiento de purines a Edison Next. Aquella operación incluyó cinco plantas de tratamiento de purines con gas natural que sumaban 52 MW en operación, más cuatro proyectos de biometano en desarrollo con una capacidad de 340 GWh anuales. Con esa venta, Iberdrola Cogeneración ha reducido su presencia en este segmento hasta los 264 MW actuales, frente a los más de 300 MW que llegó a tener en cartera.

Los números no invitan al optimismo. En lo que va de 2026, la producción de las plantas de cogeneración ha caído un 30% respecto al mismo periodo de 2025, un desplome que refleja tanto la baja utilización como la pérdida de atractivo comercial de estos activos en el contexto actual. El objetivo de la compañía es desprenderse de este negocio por completo: «quedarse a cero lo antes posible», como señalan fuentes cercanas.

El valor de la cartera en venta fluctúa entre los 200 y 300 millones de euros, según la valoración que Lazard realizó en su día. La horquilla es amplia porque el mercado de la cogeneración ha sido especialmente volátil. Durante la crisis energética derivada de la guerra de Ucrania, muchas plantas no pudieron repercutir los altos costes de la electricidad a sus industrias asociadas, se vieron obligadas a parar y perdieron una parte sustancial de su valor. Iberdrola, de hecho, frenó en seco la venta en aquel momento al no encontrar comprador dispuesto a pagar un precio razonable.

El ‘salvavidas’ regulatorio: un nuevo marco de subastas para la cogeneración

La reactivación del proceso de venta no puede entenderse sin el movimiento del Gobierno. El real decreto de cogeneración, aprobado recientemente, establece el marco para convocar futuras subastas destinadas a renovar hasta 1.200 MW de potencia instalada. La norma está alineada con el Plan Nacional Integrado de Energía y Clima (PNIEC) y busca sustituir instalaciones antiguas por otras de alta eficiencia, con tecnologías que incluso podrán funcionar con hidrógeno renovable o biomasa, incentivando el el uso de estas soluciones.

La cogeneración de Iberdrola es un activo estratégico para la industria, pero la eléctrica ya lo considera residual: 264 MW que apenas representan un 2% de su generación.

Este nuevo régimen retributivo es la clave para que los activos de Iberdrola recuperen atractivo ante los potenciales compradores. Las plantas actuales, aunque en declive productivo, tienen un derecho de participación en esas subastas —o al menos la posibilidad de ser renovadas— que las revaloriza. Iberdrola y los inversores interesados esperan ahora la publicación de las órdenes ministeriales que concretarán el calendario, las condiciones técnicas y los parámetros económicos de cada convocatoria.

Sin embargo, la incertidumbre persiste. El retraso acumulado por la administración en la regulación del sector ha sido una fuente constante de inestabilidad. La asociación sectorial Acogen ha venido denunciando que la demora en la publicación de las subastas ha provocado la pérdida de competitividad industrial. Para Iberdrola, el riesgo es doble: si las órdenes ministeriales se demoran demasiado, el interés comprador podría enfriarse de nuevo.

La jugada de la eléctrica tiene un timing calculado. Sacar ahora estos activos al mercado, justo después de la aprobación del real decreto pero antes de que las subastas se concreten, puede maximizar el precio: el comprador compra una opción sobre un futuro marco retributivo, y el vendedor se desprende de un negocio que ya no encaja en su estrategia. Los fondos de infraestructuras y las compañías de servicios energéticos medianas son los candidatos naturales para esta operación.

Riesgos, contradicciones y el largo adiós a la cogeneración

Iberdrola ha intentado vender estas plantas al menos desde 2018, pero la combinación de precios bajos de la electricidad, la crisis de Ucrania y la incertidumbre regulatoria lo habían impedido. Ahora, con el nuevo marco, la oportunidad de oro se presenta, pero la decisión de esperar a las órdenes ministeriales introduce un factor de riesgo: los plazos administrativos no son controlables y la volatilidad del gas natural sigue ahí. Además, la cartera que se vende es menos atractiva que la inicial, tras la desinversión de los purines: los 264 MW restantes son plantas más antiguas y con menor tasa de utilización.

Para los potenciales compradores, el cálculo es distinto. La cogeneración en España sigue siendo necesaria para garantizar el suministro de calor a la industria, especialmente en sectores como el textil, el alimentario o el químico, donde no hay sustituto eléctrico viable. La promesa de las subastas de renovación abre la puerta a modernizar las instalaciones y obtener una retribución regulada durante años. Pero la competencia será alta: los 1.200 MW en juego no son exclusivos para los activos de Iberdrola; habrá que pujar en igualdad de condiciones.

El movimiento de Iberdrola revela una estrategia consistente: concentrar el capital en redes y renovables, los dos pilares del nuevo modelo energético, y desprenderse de tecnologías puente como la cogeneración, que ni suman a la descarbonización acelerada ni generan el retorno deseado. La compañía ya ha completado con éxito otras rotaciones de activos —como la venta de sus negocios de gas en Italia o la participación en Wikinger—, y esta operación se inscribe en esa misma lógica de optimización de cartera.

Sin embargo, el sector de la cogeneración arrastra una contradicción estructural: es una tecnología eficiente y necesaria para la competitividad industrial, pero su dependencia del gas natural y la dificultad para trasladar sus costes lastran su rentabilidad. El nuevo marco retributivo intenta resolverlo, pero hasta que no se convoquen las primeras subastas —se especula con que podría ser a finales de 2026 o ya en 2027—, será difícil evaluar el éxito real de la medida.

La venta de Iberdrola es, en definitiva, un test para ver si el mercado de la cogeneración ha superado la página de la crisis energética y está dispuesto a invertir bajo las nuevas reglas. El resultado podría marcar el ritmo de futuras desinversiones en el sector, y las decisiones de la vicepresidenta Sara Aagesen al frente del Ministerio para la Transición Ecológica serán determinantes para que el proceso termine de desatascarse.

La OPEP ha vuelto a rebajar sus previsiones de demanda petrolera mundial para 2026. La organización recorta un 19% la estimación de crecimiento interanual y la sitúa en 0,78 millones de barriles diarios (mbd), según el informe mensual publicado este lunes en Viena. Es la tercera revisión a la baja consecutiva y deja el consumo global esperado en 105,94 mbd, casi doscientos mil barriles menos de lo que se esperaba hace apenas un mes.

La guerra en Irán, el bloqueo intermitente del Estrecho de Ormuz y la consiguiente volatilidad de los precios del crudo están detrás de un ajuste que los analistas del cartel justifican por el deterioro del comercio marítimo y la debilidad de la demanda en Asia. En junio, la OPEP aún confiaba en una demanda de 106,13 mbd para el conjunto del año, una cifra que ha tenido que ser corregida a la baja mes tras mes.

Una rebaja acelerada: el consumo se enfría

El golpe es contundente: en su informe de junio, la OPEP esperaba un aumento de 0,96 mbd; ahora recorta ese pronóstico en casi dos décimas, un 19% menos. La magnitud del ajuste refleja que el conflicto en Oriente Medio no solo impacta en la oferta sino también en la demanda, al encarecer los fletes y desorganizar las cadenas logísticas.

Pese a ello, el organismo mantiene una visión optimista sobre la economía mundial, que según sus cálculos crecerá a un ritmo «saludable» del 3,1% en 2026 y del 3,2% en 2027. El divorcio entre la fortaleza macroeconómica y la sed de crudo se explica, en parte, por el impacto directo del conflicto bélico en las cadenas de suministro y en los costes de los fletes.

China, el mayor importador de crudo del mundo, redujo sus compras en mayo a 7,8 mbd, un 17% menos que en abril y un 29% inferior al mismo mes de 2025, según los datos recogidos por la OPEP. Rusia se consolidó como su principal proveedor con el 25% del total, seguida de Arabia Saudí (17%) y Brasil (16%).

La demanda petrolera se desacelera al mismo ritmo que se recrudece el conflicto en Oriente Medio, en un escenario donde la economía global crece pero el crudo no fluye.

En el frente de los precios, el barril de la cesta OPEP se vendió en junio a una media de 89,75 dólares, lo que supone un desplome de 24,80 dólares respecto a mayo, arrastrado por la tregua y la reapertura parcial del Estrecho de Ormuz. El Brent europeo cerró el mes en 84,43 dólares (19,28 dólares menos) y el WTI en 81,79 dólares (16,72 dólares por debajo del promedio de mayo).

Sin embargo, la reanudación de los combates esta semana ha devuelto la presión alcista y pone en jaque la frágil normalización logística, recordando que el mercado sigue sujeto a los vaivenes de la geopolítica.

El incierto regreso de la oferta: Ormuz reabre, pero no del todo

La producción de los once miembros de la OPEP, incluidos los Emiratos Árabes Unidos, se recuperó en junio hasta los 22 mbd, un 16,9% más que los 18,82 mbd de mayo, gracias al alto el fuego y a la reactivación parcial del tránsito por el estrecho. Aun así, el bombeo sigue siendo 6,6 mbd inferior al registrado en febrero, antes del inicio de los ataques contra Irán, cuando la alianza producía 28,6 mbd.

La OPEP prevé que la oferta de fuera del cártel (países no pertenecientes a la OPEP+) aumente en 0,6 mbd en 2026, liderada por Brasil, Estados Unidos, Canadá y Argentina. Para 2027, el organismo espera otros 0,6 mbd adicionales, con Qatar sumándose al grupo de productores que elevarán el bombeo.

El espejismo de 2027: demanda al alza o riesgo de sobrecapacidad

El informe de julio dibuja un horizonte de recuperación para 2027, con un crecimiento de la demanda de casi 2 mbd que elevaría el consumo mundial a los 107,8 mbd. Pero esa proyección está condicionada a que la situación en Oriente Medio se estabilice y el petróleo de la región fluya sin interrupciones. Algo que, a día de hoy, está lejos de ser seguro.

Aunque la OPEP insiste en que la economía crecerá a tasas «saludables», los riesgos geopolíticos y la transición energética —aún en fase de despliegue— podrían moderar el apetito por los combustibles fósiles. La propia Agencia Internacional de la Energía (AIE) ha advertido en informes previos de que el pico de demanda de crudo podría adelantarse si la electrificación del transporte y las renovables mantienen su actual ritmo de crecimiento. Históricamente, las crisis en el Estrecho de Ormuz han provocado disrupciones severas: en 2019, los ataques a las instalaciones de Abqaiq y Khurais dispararon el Brent un 15% en una sola sesión. Esta vez, la respuesta ha sido más contenida, en parte porque la demanda mundial de petróleo no ha recuperado los niveles prepandemia de forma homogénea.

El contraste entre la debilidad de la demanda a corto plazo y la fe en una reactivación para 2027 refleja la incertidumbre que domina el mercado. Inversores y traders se enfrentan a un escenario donde cada alto el fuego en Oriente Medio se traduce en un alivio efímero de los precios, seguido de un repunte al menor chispazo.

El mercado del petróleo navega entre dos aguas: la contención de la demanda por la guerra y la esperanza de un rebote que, de momento, se aplaza.

El próximo informe mensual de la OPEP, previsto para mediados de agosto, será clave para calibrar si la demanda sigue erosionándose o si, como confían los productores, el mercado encuentra un suelo. Mientras tanto, el crudo se mueve al ritmo de la geopolítica y de un Estrecho de Ormuz que sigue siendo el cuello de botella del comercio energético mundial.