¿Por qué Almaraz puede aumentar un 40% el vertido renovable en España?

La prórroga de la central nuclear de Almaraz hasta junio de 2030 tiene una consecuencia menos intuitiva que el habitual debate entre partidarios y detractores de la energía atómica: España podría verse obligada a desaprovechar más electricidad producida por parques solares y eólicos. Un análisis de Aurora Energy Research estima que mantener abierta la planta extremeña puede elevar alrededor de un 40% el curtailment renovable en 2030 respecto al escenario en el que Almaraz hubiera cerrado según el calendario anterior.

Ese 40% necesita una aclaración importante. No significa que España vaya a tirar el 40% de toda su electricidad renovable, ni tampoco que la nuclear expulse automáticamente esa proporción de energía solar y eólica. La cifra compara dos escenarios futuros y calcula cuánto aumentarían los vertidos de electricidad —energía disponible que, por limitaciones técnicas o de red, no llega finalmente a integrarse— si Almaraz continúa funcionando. El choque está menos en las chimeneas, por decirlo así, que en los cables: producción abundante, demanda insuficiente en determinadas horas y una red que no siempre puede transportar todo lo que recibe.

El Gobierno autorizó el 12 de agosto la continuidad de las dos unidades de Almaraz hasta el 8 de junio de 2030. Antes de esa decisión, la unidad I tenía previsto finalizar su explotación el 1 de noviembre de 2027 y la unidad II el 31 de octubre de 2028. El Consejo de Seguridad Nuclear había emitido en julio un informe favorable condicionado al cumplimiento de las exigencias de seguridad establecidas para la instalación.

El 40% no significa que se pierda el 40% de las renovables

El término curtailment, habitual en el sector y bastante menos elegante en una conversación de sobremesa, describe la reducción o desconexión de generación que podría producir electricidad pero que el sistema no puede absorber en ese momento. Puede ocurrir porque una determinada zona tiene demasiada producción respecto al consumo, porque las líneas están congestionadas o porque el operador necesita mantener ciertos parámetros técnicos de seguridad.

La cuestión comienza a pesar de verdad porque España está instalando generación renovable con mucha mayor rapidez de la que durante años creció su infraestructura eléctrica. En 2025 entraron en el sistema cerca de 10 GW nuevos de potencia renovable, casi 9 GW de ellos fotovoltaicos. Las energías renovables aportaron el 55,5% de la generación eléctrica nacional, mientras que la nuclear representó el 19%. Red Eléctrica invirtió ese año 1.424 millones de euros en la red de transporte, un 45,9% más que en 2024.

La paradoja aparece al mediodía de un día luminoso y ventoso. Los paneles producen, los aerogeneradores producen y Almaraz continúa entregando su generación prácticamente constante. Si el consumo no acompaña, las exportaciones no bastan, el almacenamiento disponible está lleno o es insuficiente y las líneas que deberían llevar esa electricidad a otras zonas alcanzan sus límites, alguien tiene que apartarse. En determinados episodios, ese alguien termina siendo una planta renovable.

La magnitud del problema está creciendo. Según los datos manejados por Aurora Energy Research, el curtailment técnico acumulado durante 2026 alcanza ya 4,5 TWh, frente a los 3,6 TWh registrados durante todo 2025. Son cifras especialmente llamativas porque describen electricidad que podría haberse generado aprovechando sol o viento pero no ha encontrado sitio útil dentro del sistema.

Extremadura concentra producción y también cuellos de botella

Almaraz no está situada en cualquier punto del mapa eléctrico. Extremadura tiene una enorme capacidad de generación renovable y una demanda regional relativamente pequeña. Buena parte de esa electricidad necesita salir hacia otros territorios, fundamentalmente hacia grandes centros consumidores.

Aquí aparece el embudo. Según Aurora, Cáceres y Extremadura están entre las zonas especialmente expuestas a las restricciones de red. Las líneas que evacuan producción hacia el centro peninsular atraviesan puntos donde la capacidad disponible puede resultar insuficiente cuando coinciden grandes volúmenes de generación. En algunos nudos extremeños se habrían registrado durante junio tasas de electricidad renovable no integrada próximas al 60%. Es una fotografía extrema y localizada, no el porcentaje general de Extremadura, pero ilustra hasta dónde puede llegar la saturación.

Almaraz ocupa espacio en una red que ya recibe mucha energía solar

La nuclear tiene una característica útil para el sistema y, en este caso, también incómoda: produce grandes cantidades de electricidad de forma estable. No funciona como una placa fotovoltaica que aparece con el sol y desaparece al anochecer. Esa continuidad contribuye a reducir la generación con gas y aporta determinadas características técnicas al sistema, pero también significa que durante las horas con excedentes renovables queda menos espacio para incorporar nueva producción solar y eólica.

Por eso el efecto de Almaraz no debería entenderse como una especie de duelo ideológico entre átomo y placa solar. El problema es bastante más prosaico. Hay una cantidad determinada de electricidad entrando en un sistema con límites físicos de transporte y absorción. Cuando esos límites se alcanzan, mantener una fuente funcionando modifica cuánto pueden producir las demás.

Red Eléctrica reconoce que las restricciones técnicas han aumentado conforme se ha transformado el mix. En 2025 se integró el 96,6% de la producción renovable programada en los mercados, pese a los 39 GW renovables incorporados al sistema peninsular desde 2021. Pero el coste de las restricciones técnicas pasó de 724 millones de euros en 2021 a 3.347 millones en 2025. La transición avanza; las costuras, también se ven.

Más nuclear implica menos gas, y ahí está la otra mitad del debate

La estimación del 40% de incremento del curtailment no convierte la prórroga de Almaraz en una decisión con un único efecto. El propio análisis citado señala que mantener la central puede reducir el consumo de gas y aliviar determinados costes del sistema. El Gobierno utiliza precisamente ese argumento para justificar la extensión temporal, en un contexto internacional de elevada volatilidad de los combustibles fósiles.

La orden publicada en el BOE incluye además una estimación propia que, a primera vista, parece muy diferente de la de Aurora: calcula para 2030 una reducción del 1,4% de la generación renovable respecto al escenario del Plan Nacional Integrado de Energía y Clima y, al mismo tiempo, una caída del 7% de la generación mediante ciclos combinados de gas. El Ejecutivo considera que ese impacto renovable es limitado y que no compromete los objetivos españoles fijados para 2030.

Las cifras del 1,4% y del 40% no describen exactamente lo mismo. La primera mide la variación de la generación renovable total frente al escenario del PNIEC; la segunda estima cuánto crecería específicamente el volumen de vertidos solares y eólicos comparando la continuidad de Almaraz con su cierre. Distintos denominadores, distintos escenarios. Convertir ambos porcentajes en una pelea de titulares sería tentador —y bastante poco útil— porque responden a magnitudes diferentes.

Las baterías pasan de complemento a pieza necesaria

La forma más evidente de evitar que un excedente solar termine desperdiciado consiste en guardarlo cuando sobra y devolverlo unas horas después, cuando cae el sol y aumenta el consumo. España dispone de centrales hidroeléctricas de bombeo para hacerlo, pero el despliegue de baterías a gran escala continúa muy por detrás del crecimiento fotovoltaico.

A finales de 2025 había 3.427 MW de potencia de almacenamiento instalada en el sistema eléctrico español, de los que 3.331 MW correspondían al bombeo y apenas 96 MW a baterías. El propio operador señala que el uso del almacenamiento hidroeléctrico alcanzó cifras históricas durante aquel ejercicio, precisamente por su creciente importancia para integrar la generación renovable.

Una red más flexible puede aprovechar electricidad que hoy sobra

La CNMC ha aprobado además un nuevo régimen de permisos de acceso flexible que comenzará a producir efectos el 1 de septiembre de 2026. Permitirá conectar determinados consumos incluso en lugares donde no exista capacidad firme, siempre que adapten su funcionamiento a las condiciones de la red. El almacenamiento mediante baterías y bombeo será tratado como demanda flexible cuando cargue electricidad.

La idea tiene bastante sentido en un sistema cada vez más dominado por generación variable: una batería situada junto a un punto congestionado puede consumir cuando hay excedente, una industria electrointensiva puede ajustar parte de su actividad a las horas más baratas y nuevas infraestructuras pueden aprovechar redes que parecían completamente ocupadas cuando se analizaban únicamente con el viejo criterio de capacidad permanente.

Ahí se juega buena parte de la transición eléctrica española. No basta con instalar paneles y molinos. También hacen falta líneas, subestaciones, almacenamiento, interconexiones y consumidores capaces de trasladar su demanda hacia las horas en las que sobra electricidad. De otro modo puede darse una escena cada vez menos excepcional: producir energía a coste marginal muy bajo y, sencillamente, no tener dónde colocarla.

El verdadero cuello de botella está más allá de Almaraz

La extensión de la central extremeña hasta 2030 añade presión sobre esa ecuación, pero sería exagerado convertirla en la única responsable del aumento de los vertidos renovables. El problema existía antes de la prórroga y continuará existiendo después: la generación renovable está creciendo más deprisa que algunas de las infraestructuras necesarias para absorberla. Red Eléctrica sostiene precisamente que, con Almaraz o sin ella, deben continuar las actuaciones destinadas a reforzar la seguridad y estabilidad del sistema.

Almaraz introduce, eso sí, una elección muy concreta. Mantener su producción unos años más puede desplazar gas, reducir la exposición a combustibles fósiles importados y ofrecer generación estable, mientras simultáneamente aumenta la competencia por una capacidad de red que en determinados lugares ya anda justa. El beneficio nuclear y el coste renovable pueden existir a la vez. El sistema eléctrico tiene esa mala costumbre de no respetar los eslóganes.

Para 2030, la diferencia decisiva probablemente no estará únicamente en cuántos reactores sigan conectados o cuántos gigavatios fotovoltaicos se hayan inaugurado. Estará en cuánta de toda esa electricidad consigue realmente llegar hasta una fábrica, una vivienda, una batería o una interconexión. Porque producir energía limpia para terminar desconectándola es una victoria estadística bastante peculiar: muchos megavatios en la foto y demasiados electrones esperando detrás de un atasco.