La prórroga de Almaraz amenaza con aumentar un 40% la energía renovable desperdiciada en España

La prolongación de la vida útil de la central nuclear de Almaraz permitirá reducir el consumo de gas y, potencialmente, aliviar los precios de la electricidad, pero también puede agravar uno de los principales problemas que afronta actualmente el sistema eléctrico español: la congestión de las redes y el aumento de los vertidos de energía renovable. Según los análisis de Aurora Energy Research, la extensión de la planta extremeña podría elevar un 40% el curtailment de la generación eólica y solar en España en 2030 respecto a un escenario en el que Almaraz no prolongara su operación.

Así lo advierte Alejandro Zerain, Head of Advisory de Aurora Energy Research, quien señala que el efecto de mantener en funcionamiento la central debe analizarse no solo desde el punto de vista de la generación eléctrica, sino también desde la capacidad de la red para absorber y transportar la electricidad producida por las nuevas instalaciones renovables.

"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", explica Zerain.

Extremadura

El problema adquiere especial relevancia en Extremadura, donde se concentra una elevada capacidad de generación renovable y, al mismo tiempo, algunos de los principales cuellos de botella para la inyección de electricidad en el sistema. Almaraz comparte así una red limitada con la generación solar, en un territorio donde la capacidad de transporte no ha crecido al mismo ritmo que la instalación de nuevas plantas renovables.

Aurora considera que la permanencia de la central nuclear contribuirá a que persista esta congestión y se traduzca en un mayor volumen de electricidad renovable que no pueda ser aprovechada. La consultora prevé que los vertidos de la generación eólica y solar, incluyendo tanto la fotovoltaica como la termosolar, aumenten un 40% en 2030 frente al escenario en el que Almaraz no prolongase su actividad.

El impacto será especialmente significativo en Extremadura y, dentro de la comunidad autónoma, en la provincia de Cáceres. El principal centro de consumo de la zona es Madrid, pero las líneas que transportan hacia el centro del país la electricidad generada en Cáceres atraviesan Badajoz, donde la red ya presenta importantes restricciones. El resultado, según el análisis de Aurora, será una mayor situación de sobreproducción eléctrica en Extremadura.

Los vertidos se han convertido en uno de los principales obstáculos para el desarrollo y la rentabilidad de las energías renovables en España. En lo que va de año, el curtailment técnico, correspondiente a la electricidad que no puede integrarse en el sistema y que no es remunerada, alcanza ya los 4,5 TWh, frente a los 3,6 TWh registrados durante todo 2025.

La situación es todavía más acusada en determinados puntos de Extremadura. Durante el pasado mes de junio se registraron tasas de electricidad no integrada de alrededor del 60% en algunos nudos de la red eléctrica, según los datos manejados por Aurora Energy Research. Estas restricciones afectan directamente a los ingresos y a la rentabilidad de las instalaciones renovables que ya están en funcionamiento, pero también introducen un factor adicional de incertidumbre para los proyectos que todavía se encuentran en desarrollo.

Para Zerain, el debate sobre la continuidad de Almaraz se produce además en un momento de profundas transformaciones en el sistema eléctrico español. La semana en la que se anunció la medida también se publicó la regulación de los permisos de acceso flexible a la red, una fórmula destinada, entre otros objetivos, a facilitar la conexión de baterías y favorecer el incremento de la demanda eléctrica en aquellos puntos donde pueda contribuir a reducir la congestión.

Aurora considera que estos permisos pueden ofrecer una alternativa especialmente interesante para el almacenamiento. "Nuestros análisis muestran que los permisos flexibles son una mejor opción para las baterías que los permisos de conexión en firme", apunta Zerain, que destaca además que esta modalidad exime del pago de peajes y cargos.

Incertidumbre

Sin embargo, la nueva regulación también introduce incertidumbre para los promotores de almacenamiento. El régimen contempla cuatro modalidades de permisos flexibles y, por tanto, el efecto de las restricciones dependerá en buena medida de las características de cada instalación, de su localización y de la situación concreta de la red en el nudo al que pretenda conectarse.

La ubicación adquiere así un peso creciente en la viabilidad de los proyectos de baterías. Aunque el almacenamiento está llamado a desempeñar un papel fundamental para aportar flexibilidad al sistema y facilitar una mayor integración de las renovables, las condiciones de acceso a la red pueden determinar tanto su modelo de negocio como su capacidad efectiva para prestar servicios al sistema.

Todo ello ocurre, además, en un escenario de fuerte tensión en el mercado eléctrico. El precio de la electricidad mayorista se ha disparado en las últimas semanas, coincidiendo con un incremento de la demanda eléctrica asociado a las olas de calor y con unos precios elevados del gas en los mercados internacionales.

España parte de una posición destacada en materia de generación renovable, después de haber alcanzado una de las mayores tasas de penetración de energía solar y eólica de su entorno. Sin embargo, el rápido crecimiento de la generación ha puesto de manifiesto las limitaciones de una red que no ha aumentado su capacidad de transporte al mismo ritmo.

En este contexto, la prolongación de Almaraz añade una nueva variable a la planificación del sistema. La central puede contribuir a reducir la necesidad de generación con ciclos combinados y contener parte de los costes asociados al gas, pero, al mismo tiempo, su producción nuclear compite por una capacidad de red limitada con una generación renovable que seguirá creciendo durante los próximos años.

Para Aurora Energy Research, el reto pasa por abordar de forma simultánea estas tensiones y evitar que la falta de capacidad de red termine convirtiéndose en un freno para la transición energética. "Si bien España ha logrado integrar una de las tasas de energía solar y eólicas más altas del entorno, procede atender los crecientes desafíos en el sistema y el mercado eléctrico para una buena integración de las energías renovables en operación y las que se prevé instalar para cumplir con la planificación actual", concluye Zerain.

La evolución de los vertidos será, por tanto, uno de los indicadores clave para medir hasta qué punto el sistema español es capaz de transformar el crecimiento de la capacidad renovable en electricidad efectivamente aprovechable. El aumento previsto por Aurora pone de relieve que, más allá de seguir incorporando nueva generación limpia, España afronta el desafío de reforzar las redes, aumentar la flexibilidad del sistema y adaptar el acceso a la infraestructura eléctrica a un escenario cada vez más condicionado por la congestión.