El Boletín Oficial del Estado (BOE) publicó este viernes la orden ministerial por la que se concede la renovación de la autorización de explotación de la central nuclear de Almaraz, en Extremadura, para sus unidades I y II.
La extensión será limitada: una de las unidades prolongará su operación durante 31 meses y la otra durante 19 meses, con el 8 de junio de 2030 como fecha límite. La decisión no modifica el calendario previsto para el cierre de todo el parque nuclear español en 2035.
El Ministerio para la Transición Ecológica justificó la medida por la coyuntura de incertidumbre en los mercados energéticos internacionales, marcada por el conflicto en Oriente Medio y la guerra en Ucrania. Según el Gobierno, la extensión puede contribuir a reducir la exposición de los consumidores españoles a posibles picos de precios.
Sin embargo, desde el punto de vista del sistema eléctrico, la decisión también plantea desafíos para la integración de nueva generación renovable.
“Desde un punto de vista puramente técnico, la extensión de la central nuclear Almaraz reducirá el consumo de gas y el coste para los consumidores, pero a su vez tiene un impacto en la integración de las energías renovables y en la incorporación de nuevos proyectos”, señala Alejandro Zerain, Head of Advisory de Aurora Energy Research.
La central se encuentra en Extremadura, una de las zonas de España con mayores restricciones para la inyección de electricidad a la red. Según el análisis de Aurora, Almaraz competirá con la generación solar por la capacidad disponible en una infraestructura que no ha crecido al mismo ritmo que la generación renovable.
En este escenario, la consultora prevé que la extensión de Almaraz contribuya a mantener la congestión de la red y a incrementar los vertidos de electricidad renovable durante los próximos años.
Aurora estima que el curtailment de la generación eólica y solar, incluyendo fotovoltaica y termosolar, será un 40% superior en 2030 respecto al escenario en el que no se extienda la operación de la central.
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Extremadura, bajo mayor presión
El impacto sería especialmente relevante en Extremadura y, dentro de la comunidad autónoma, en Cáceres. Según Zerain, el principal centro de consumo es Madrid, mientras que las líneas que permiten transportar la electricidad generada en Cáceres hacia el centro del país atraviesan Badajoz, donde ya existen restricciones.
“En este contexto, habrá sobreproducción eléctrica en Extremadura”, advierte el especialista.
El problema adquiere mayor relevancia en un contexto de crecimiento del curtailment en España. Según los datos aportados por Aurora Energy Research, los vertidos técnicos no remunerados alcanzan 4,5 TWh en lo que va de año, frente a los 3,6 TWh registrados durante todo 2025.
En Extremadura, las restricciones son todavía más elevadas. Durante junio se registraron tasas de electricidad no integrada de alrededor del 60% en algunos nodos de la red eléctrica.
Para Zerain, esta situación afecta no solo a la rentabilidad de los proyectos renovables que ya están operativos, sino también a los desarrollos que todavía se encuentran en fase de planificación o construcción.
“Los vertidos eléctricos, es decir la electricidad no integrada en el sistema, se han convertido en una de las cuestiones más limitantes para las energías renovables”, sostiene.
En este contexto, la extensión temporal de Almaraz añade presión sobre una red que ya presenta restricciones para evacuar la creciente generación renovable de Extremadura hacia los principales centros de consumo.
Desde el Gobierno, en tanto, remarcan que la renovación de Almaraz se produce mientras continúan las medidas de impulso a las energías renovables y al almacenamiento, considerados soluciones estructurales para reducir la exposición y vulnerabilidad derivadas de la dependencia de combustibles fósiles importados.