¿Por qué Almaraz quiere seguir hasta 2030 y qué implica?

Almaraz pide operar hasta 2030: qué se negocia, qué gana el sistema eléctrico y qué exige el Gobierno en seguridad, suministro y coste real.

Iberdrola, Endesa y Naturgy han dado el paso que venían madurando desde hace días: formalizar hoy la petición para mantener en marcha la central nuclear de Almaraz (Cáceres) hasta 2030. No se trata de reabrir el debate de licencias a décadas vista ni de un volantazo de última hora, sino de una extensión acotada —la “miniprórroga”— que alteraría el primer tramo del calendario de cierre pactado. La jugada incluye un giro importante en el enfoque económico: las propietarias apartan la exigencia de rebajas fiscales y, a cambio, plantean remunerar servicios de red que la planta ya presta —control de tensión, estabilidad de voltaje, soporte al sistema— para reforzar la seguridad de suministro y reducir el riesgo de apagones. Sobre la mesa, el Gobierno mantiene tres líneas rojas: seguridad para las personas, garantía de suministro y que no aumente el coste para los ciudadanos. Ese es el marco en el que se va a negociar, con los tiempos apretando y los organismos reguladores en primera línea.

La asamblea de socios de Centrales Nucleares Almaraz-Trillo (CNAT) —el órgano que agrupa a los propietarios— es quien remite la solicitud al Ministerio para la Transición Ecológica. En paralelo, existe un plazo inamovible: antes del 1 de noviembre las empresas deben entregar al Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) la documentación de cese del primer reactor tal como dicta el plan vigente (hoy, el cese de Almaraz I figura para el 1 de noviembre de 2027 y el de Almaraz II, el 31 de octubre de 2028). Es decir, la petición de alargar hasta 2030 se mueve en dos carriles: el político-energético —si encaja o no en la planificación— y el técnico —si el CSN avala y condiciona la operación adicional—. Si los informes cuadran, la planta respirará tres años más; si no, seguirá el guion conocido. Nada de sombras: la llave la tienen los criterios de seguridad, las necesidades operativas del sistema y la cuenta regulatoria que determine el coste real.

Qué se ha decidido hoy y qué falta por decidir

El paso de hoy cristaliza lo avanzado la semana pasada: convertir en escrito la disposición de las empresas a operar Almaraz más allá de 2028. El CNAT no aprueba una prórroga por sí mismo —esa potestad no existe—, pero sí activa el procedimiento para que el Ministerio y el regulador nuclear valoren la viabilidad de la medida. Desde el punto de vista administrativo, la solicitud abre un expediente que incluirá informes técnicos, alegaciones, propuestas de condiciones y, llegado el caso, una modificación de la autorización de explotación por parte del CSN. No es un trámite simbólico: el regulador exigirá un paquete de requisitos en mantenimiento, inspecciones, gestión del envejecimiento, integridad de componentes clave, pruebas periódicas… todo ello sobre una planta que, conviene recordarlo, ha superado sucesivas revisiones integrales a lo largo de su vida útil.

La posición del Ejecutivo está explicitada en público y en privado: cualquier propuesta que no garantice seguridad nuclear y protección radiológica, que no refuerce la seguridad de suministro y que suponga un sobrecoste para hogares y pymes, caerá por su propio peso. El matiz respecto a otras etapas del debate es que ya no se discute por el terreno fiscal, sino por reconocer económicamente los servicios de red que, según las propietarias, no están bien capturados por el mercado eléctrico. Aquí es donde la discusión se vuelve técnica, casi quirúrgica: ¿qué se paga exactamente, cómo se mide, con qué reglas, durante cuánto tiempo y con qué control?

Faltan también definiciones temporales. Aunque la etiqueta pública sea “hasta 2030”, el diablo está en las fechas concretas. ¿Se solicitará operar ambos grupos de Almaraz hasta una misma fecha? ¿Se ajustarán hitos intermedios —paradas programadas, inversiones específicas, auditorías adicionales— para garantizar la fiabilidad? Cada respuesta viene con un anexo técnico y económico detrás. No es un “sí” o “no” sin matices, sino un “sí, con condiciones” o un “no, y se ejecuta el cierre escalonado ya pactado”.

Líneas rojas del Gobierno y oferta empresarial, con números en mente

La meta política está clara: seguridad, suministro y coste. Tres palabras cortas, tres mundos complejos. La seguridad nuclear y la protección radiológica están regidas por normativa europea y española muy precisa; el CSN es la autoridad independiente que no negocia estándares. La seguridad de suministro, por su parte, se prueba en la operación diaria del sistema —ese equilibrio minuto a minuto entre generación y demanda—. Y el coste no es un eslogan: se mide en peajes, cargos, pagos por capacidad, servicios de ajuste y otros conceptos regulados. Si la prórroga encaja, debe hacerlo de forma que no implique un recargo adicional en la factura o, como mínimo, que lo que se paye se compense con ahorros equivalentes en otras partidas del sistema.

Las eléctricas han movido ficha con una propuesta más alineada con la práctica internacional: remunerar servicios de control de tensión y estabilidad. Las grandes centrales síncronas —nucleares, hidráulicas de gran tamaño, térmicas— proporcionan inercia rotacional y capacidad de gestión de potencia reactiva, dos ingredientes que mantienen la frecuencia y el voltaje en rangos seguros. En un sistema con más renovables variables (fotovoltaica y eólica), esos servicios se han vuelto más valiosos. ¿Se puede obtener lo mismo con otras tecnologías? Sí: bancos de condensadores, STATCOM, convertidores avanzados, baterías. Pero no todos están desplegados al ritmo que piden la demanda y las redes actuales, y muchos requieren inversiones que tardan años en madurar. Ese es el contexto de la oferta empresarial: cobrar por un servicio concreto, verificable y auditado que Almaraz ya presta, mientras se despliegan alternativas tecnológicas que reduzcan esa dependencia.

Qué significa, con precisión, pagar por control de tensión

No estamos ante un “cheque por existir”. En la jerga del sistema, el control de tensión es la capacidad de una instalación para inyectar o absorber potencia reactiva y mantener el voltaje en los niveles adecuados. Cuando la red se ve exigida —puntas de demanda, contingencias, saturaciones—, disponer de grandes unidades capaces de responder de manera rápida y estable ayuda a evitar caídas de tensión y pérdidas de sincronismo. Ese es el tipo de servicio que las propietarias de Almaraz proponen remunerar explícitamente, con medición horaria y criterios de disponibilidad. No se hablaría de euros por megavatio hora producido, sino de pagos regulados por estar disponible y prestar esa función, con penalizaciones si no se cumple.

La clave es el diseño. Si el pago sustituye o reduce otros costes del sistema —por ejemplo, si evita desplegar equipos de compensación a toda prisa o disminuye la necesidad de activaciones caras en momentos de tensión—, el argumento de que no sube la factura gana fuerza. Si, por el contrario, se añade una capa más de retribución sin impacto positivo medible, el planteamiento se desinfla. Por eso el Ministerio, la CNMC y el operador del sistema deberán modelizar escenarios con y sin Almaraz hasta 2030, cuantificar riesgos, inversiones evitadas, ahorros y, en suma, poner números allí donde ahora hay principios generales.

Almaraz en el tablero eléctrico y en la comarca

Almaraz es una pieza grande en el ajedrez energético español. Su operación en base —funciona de manera continua, salvo paradas programadas o incidencias— aporta un colchón de estabilidad para una red que cada vez integra más eólica y solar. La planta ha acreditado factores de carga elevados y una disponibilidad consistente a lo largo de los años. En términos de energía, su producción anual conjunta suele situarse en la franja alta del parque nuclear, lo que la convierte en un soporte relevante de la demanda nacional. Esta presencia estable tiene un efecto sistémico: mitiga oscilaciones, facilita la gestión de rampas en la fotovoltaica y reduce la necesidad de activaciones costosas en momentos críticos. Son elementos que no ocupan portadas, pero están en los informes operativos y se notan —mucho— cuando faltan.

El valor de Almaraz no se mide solo en megavatios. En Campo Arañuelo y su entorno, la central vertebra empleo directo altamente especializado, empleo indirecto a través de contratas, servicios y suministros, y una recaudación fiscal que sostiene parte del ecosistema local. Extender la operación hasta 2030, más allá de la aritmética del sistema, suaviza la pendiente de ajuste socioeconómico, da aire a los proyectos alternativos (fotovoltaica, almacenamiento, hidrógeno, industria auxiliar, logística) y permite planificar con más tiempo el desmantelamiento que acometerá Enresa. Un cierre en 2027/2028 obliga a acelerar esa transición y a dimensionar un plan de choque. Ninguna opción es indolora. La diferencia está en el ritmo y en la secuencia de inversiones.

Empleo, industria auxiliar y la transición sobre el terreno

Cuando se habla de “transición justa”, a menudo se olvida lo concreto: turnos, guardias, calendarios de parada, contratos con pymes de la zona, formación de técnicos que no se improvisa en un año. Alargar hasta 2030 permitiría retener talento y programar relevos con centros de formación existentes, además de solapar —en vez de superponer— el final de la operación con el inicio de nuevos proyectos energéticos e industriales. Las grandes cifras del mix son importantes, pero lo que ancla el territorio son decisiones de inversión, licitaciones y cronogramas creíbles. De ahí que la prórroga se lea en la comarca menos como un debate ideológico y más como una gestión de tiempos.

Otro capítulo es el de residuos radiactivos y desmantelamiento. Enresa planifica esas tareas con un horizonte financiero y técnico de largo alcance. Si Almaraz opera más años, el flujo de ingresos al Fondo se alinea de forma distinta y permite reasignar plazos en la hoja de ruta de desmontaje y gestión. Nada de esto exime de obligaciones: la seguridad y el control en gestión de residuos son tan estrictos con y sin prórroga. Cambia, eso sí, la ventana temporal y el encaje con otras clausuras del parque.

El calendario nuclear y dónde encaja 2030

España acordó en 2019 un cierre escalonado de sus siete unidades entre 2027 y 2035. Con ese guion, Almaraz I cesaría el 1 de noviembre de 2027 y Almaraz II el 31 de octubre de 2028. Después vendrían Ascó I y Cofrentes en 2030; Ascó II en 2032; y, por último, Vandellós II y Trillo en 2035. La “miniprórroga” que hoy impulsa el CNAT pretende desplazar Almaraz hasta 2030, alineándola —en el papel— con la “ventana” de Ascó I y Cofrentes. No reescribe todo el apagón nuclear, pero mueve la primera ficha y, por tanto, hace vibrar el tablero. Cada ajuste inicial tiene un efecto en cadena sobre inspecciones, paradas, flujos con Enresa, perfil de generación y, por supuesto, capacidad de respaldo del sistema en momentos de punta.

Ese encaje tiene implicaciones técnicas y regulatorias de calado. Si Almaraz permanece hasta 2030, cabe esperar condiciones operativas adicionales marcadas por el CSN —desde programas de vigilancia reforzados a requisitos específicos sobre componentes críticos—, así como una coordinación fina con el operador del sistema para asegurar que la planta aporta, de forma medible, los servicios de red por los que pide ser remunerada. Si, por el contrario, la solicitud no supera los filtros, el itinerario vuelve al carril pactado y toda la gestión pivota a ejecutar el cese del primer reactor en 2027 y del segundo en 2028, con el consiguiente despliegue de alternativas de estabilidad de red y un mayor apoyo de tecnologías de respuesta rápida.

Quiénes deciden qué: piezas y responsabilidades

Aunque la reunión y la solicitud salgan del CNAT, el proceso toca a varios actores. Las propietarias —Iberdrola, Endesa y Naturgy— aportan su visión industrial y su plan técnico; el CSN supervisa e impone condiciones de seguridad; el Ministerio para la Transición Ecológica evalúa la coherencia con la planificación energética y, si procede, promueve los cambios regulatorios pertinentes; Red Eléctrica (REE) valora el impacto operativo en el sistema —desde la estabilidad de tensión a la capacidad de recuperación tras perturbaciones—; y la CNMC vela por el encaje tarifario y la remuneración regulada. En paralelo, Enresa ajusta su roadmap de desmantelamientos y gestión de residuos, y las comunidades autónomas implicadas —Extremadura en primer término— piden visibilidad para proyectos tractores que acompañen el calendario final.

La propiedad de la instalación ayuda a entender los equilibrios internos. Históricamente, el accionariado de Almaraz se reparte entre Iberdrola (en torno al 52,7%), Endesa (alrededor del 36%) y Naturgy (en torno al 11,3%). Esa distribución se refleja en la gobernanza del CNAT y exige consenso para movimientos relevantes. La foto actual muestra a las tres alineadas en la petición de prórroga, lo que simplifica la interlocución con la Administración. Un frente unificado no es garantía de autorización, pero sí evita que el debate se enrede en disonancias internas.

Qué escenarios se abren a partir de ahora

El abanico, en limpio, es doble. Escenario A: el Ministerio acepta tramitar la extensión hasta 2030 con condiciones claras, el CSN emite un informe favorable con requisitos estrictos, y el diseño regulatorio concreta una remuneración por servicios de red que resulte neutra para la factura o compensada por ahorros en otras partidas del sistema. En este camino, Almaraz sigue operando con un plan de inversiones y revisiones reforzado, Extremadura gana tiempo para consolidar proyectos alternativos y el operador del sistema mantiene una pieza síncrona relevante en un mix más renovable.

Escenario B: la solicitud no supera alguno de los filtros —técnicos, económicos o de oportunidad— y el calendario sigue tal cual. En ese caso, la prioridad es ejecutar un cierre ordenado de Almaraz I en 2027 y Almaraz II en 2028, dotando al sistema de sustitutos funcionales para los servicios de inercia y reactiva (compensadores síncronos, STATCOM, baterías, refuerzos de red) y acelerando el despliegue de almacenamiento y gestión de demanda. En el terreno, el foco vira a desmantelamiento, reubicación de empleo y nueva inversión. Es un plan posible, previsto en la hoja de ruta de 2019, pero que exige músculo financiero y tiempos de ejecución muy ajustados.

Entre A y B caben matices. Por ejemplo, una autorización condicionada por tramos —con hitos de cumplimiento técnico que actúan como “puertas”—, o una prórroga con una curva de retribución decreciente que empuje a desplegar infraestructuras alternativas de estabilidad de red a medida que avanza el calendario. La ingeniería regulatoria tiene herramientas para ello. Lo esencial será que el esquema de incentivos esté bien alineado: pagos solo por servicios medidos, penalizaciones por indisponibilidad injustificada y transparencia en los indicadores que usan REE y la CNMC para evaluar el resultado.

Energía, seguridad y precio: el triángulo que decide

La decisión sobre Almaraz es menos ideológica y más práctica de lo que parece. Afecta a cómo se sostiene la estabilidad de una red en transición acelerada, a cuándo y con qué ritmo se reemplazan servicios que hoy aportan grandes máquinas síncronas, y a cuánto cuesta esa sustitución en euros reales, no en promesas. Las eléctricas han presentado una oferta concreta: operar hasta 2030 a cambio de remunerar un servicio técnico que la planta ya entrega y que el sistema seguirá necesitando pase lo que pase. El Gobierno ha marcado condiciones de hierro: seguridad por encima de todo, suministro garantizado y cero impacto adicional en la factura. El regulador nuclear y el operador del sistema pondrán los números y los protocolos que dirán si esa ecuación cierra.

Si la respuesta es afirmativa, Almaraz quedará como pieza de estabilidad durante tres años más, mientras se escala la infraestructura que debe reemplazarla. Si es negativa, se activará el cierre escalonado ya previsto y España acelerará el despliegue de compensación síncrona, electrónica de potencia avanzada y almacenamiento para cubrir el hueco funcional que deja una nuclear de referencia. En ambos escenarios, la dirección de viaje —un sistema más renovable, más digital, más flexible— no cambia. La cuestión es el puente: con qué piezas se cruza y con qué coste medible.

La petición formal ya está presentada. El reloj —técnico, regulatorio y político— empieza a correr. Y el triángulo que decide, energía, seguridad y precio, vuelve a estar en el centro exacto de la toma de decisiones.