Almaraz hasta 2030: España empieza a poner precio a la seguridad de suministro

Un cambio de fecha con más peso del que parece

El 14 de agosto de 2026 el Boletín Oficial del Estado publicó la Orden TED/864/2026, de 12 de agosto, que renueva la autorización de explotación de las unidades I y II de la central nuclear de Almaraz (Cáceres) hasta el 8 de junio de 2030, inclusive, y revoca la Orden TED/773/2020, que fijaba el cese el 1 de noviembre de 2027 para la unidad I y el 31 de octubre de 2028 para la II FACT. La renovación se apoya en el informe favorable del Consejo de Seguridad Nuclear (CSN) del 16 de julio de 2026 e impone condiciones, entre ellas garantizar la plantilla de seguridad durante 2028–2030 "con márgenes suficientes" FACT.

Es un acto administrativo de diez páginas, pero es la primera vez que se altera el calendario de cierre escalonado acordado en 2019 entre Enresa y las eléctricas propietarias, que preveía apagar el parque nuclear entre 2027 y 2035 FACT. Las demás fechas siguen en pie: Cofrentes tiene autorización hasta el 30 de noviembre de 2030 (Orden TED/308/2021) y las centrales catalanas —Ascó I y II, Vandellòs II— mantienen los cierres previstos entre 2030 y 2035 FACT. Ningún otro titular ha presentado una solicitud formal de prórroga, y la Generalitat de Cataluña declaró el 25 de agosto de 2026 que mantiene su política energética y que cualquier solicitud corresponde decidirla al Gobierno central FACT.

El peso de Almaraz en el sistema

Los dos reactores de Almaraz produjeron 14.752 GWh en 2025: el 28,5 % de la generación nuclear española y algo más del 7 % de la demanda eléctrica nacional, el equivalente al consumo de unos cuatro millones de hogares FACT. El conjunto de los siete reactores generó 51.846 GWh, el 19,05 % de la electricidad producida en España y el 25,56 % de la electricidad sin emisiones, con un factor de carga del 83 % FACT.

La nuclear no es la tecnología que más crece ni la más barata en el margen. Es la que aporta potencia firme y síncrona de forma continua, con inercia y capacidad de regular tensión: los atributos que en 2025 el sistema demostró que le faltaban INTERPRETATION.

El apagón cambió la pregunta

El 28 de abril de 2025 la península ibérica sufrió un colapso eléctrico total. El comité de análisis del Gobierno concluyó el 17 de junio de 2025 que el origen fue una sobretensión multifactorial: faltaban capacidades de control dinámico de tensión y algunas desconexiones "ocurrieron de manera indebida"; no hubo evidencia de ciberataque FACT. El panel de expertos de ENTSO-E, en su informe final del 20 de marzo de 2026, llegó a una conclusión compatible y más precisa en lo técnico: "carencias en el control de tensión y de potencia reactiva" y diferencias en las prácticas de regulación de tensión, combinadas con reducciones rápidas de la generación, produjeron "aumentos rápidos de tensión y desconexiones de generación en cascada" FACT.

Dato. Almaraz, 2025: 14.752 GWh, 28,5 % de la nuclear, más del 7 % del consumo español. Calendario anterior: cierre en noviembre de 2027 y octubre de 2028. Calendario nuevo: 8 de junio de 2030. Tiempo comprado: unos dos años y medio para la unidad I y veinte meses para la II.

A partir de ese diagnóstico, la pregunta sobre Almaraz dejó de ser cuánto cuesta el kilovatio-hora nuclear frente al renovable y pasó a ser cuánto vale, mientras se despliegan las soluciones, tener dos reactores síncronos conectados en el centro de la península INTERPRETATION. Las soluciones existen y el propio panel de ENTSO-E las califica de tecnológicamente desplegables ya; pero tardan en construirse y en regularse FACT. Nuestra lectura es que la prórroga no es una decisión de política energética sobre la nuclear, sino una decisión de riesgo de sistema: compra tiempo para redes, almacenamiento y control de tensión sin comprometer el destino final del parque INTERPRETATION. La orden no lo dice; se limita a fijar una fecha. El contexto en que se firma es el que le da sentido.

El precio lo paga el gas

Lo que Almaraz deje de generar lo generará, en el margen y en las horas sin sol ni viento, el ciclo combinado. Y el gas que quema España es importado. Según CORES, en 2025 las importaciones alcanzaron 371.727 GWh, un 9,6 % más que en 2024; Argelia aportó el 34,6 % y Estados Unidos el 30,0 %, y dos tercios del total (66,7 %) llegaron como gas natural licuado FACT. En enero de 2026 Estados Unidos fue el primer proveedor, con el 44,5 % del gas importado, frente al 29,4 % de Argelia FACT.

Ese es el precio de la seguridad de suministro que España ha empezado a pagar, y lo pagará en dólares y en gas licuado mientras no se decida qué ocurre con los otros cinco reactores OPINION. Prorrogar Almaraz contiene esa dependencia; no la reduce. La decisión sobre el resto del calendario —Cofrentes en 2030, las catalanas después— determinará si el gas es un puente de cinco años o de quince FORECAST.

Qué cambia para el capital

Para los propietarios —Iberdrola con el 52,7 %, Endesa con el 36 % y Naturgy con el 11,3 %— la prórroga responde a la petición que ellos mismos formularon, y llega sin reducción de la carga tributaria ni compensación económica; los titulares han destacado una inversión anual de unos 50 millones de euros en modernización de equipos FACT. La pregunta que la orden les traslada es cuánto invertir en una central con fecha de caducidad a cuarenta y cinco meses vista: cada euro adicional se amortiza contra junio de 2030 salvo que el calendario vuelva a moverse INTERPRETATION.

Para los financiadores de redes, almacenamiento y renovables, la señal es más útil: el Estado ha reconocido, mediante un acto administrativo, que el sistema necesita tiempo para incorporar control de tensión y firmeza. Las inversiones que reduzcan esa necesidad antes de 2030 tienen hoy un horizonte regulatorio más claro que hace un año INTERPRETATION.

Para la industria electrointensiva, especialmente la catalana, que depende de Ascó y Vandellòs, el precedente es lo relevante: si un reactor puede prorrogarse tras informe favorable del CSN, los demás pueden solicitarlo; de hecho, las organizaciones empresariales catalanas ya han pedido una revisión integral del calendario FACT.

Para los comercializadores e importadores de gas, la lectura es simétrica: la demanda de gas para generación en España seguirá siendo estructural al menos hasta 2030, con Argelia y Estados Unidos como proveedores dominantes y con el GNL como forma mayoritaria. Los contratos de suministro firmados en este periodo no compiten con la nuclear; compiten con la decisión que todavía no se ha tomado OPINION.

Lectura transfronteriza

Para el inversor mexicano o latinoamericano que mira a España, Almaraz deja dos lecciones. La primera: el regulador técnico y el cauce administrativo funcionaron —solicitud, informe, orden, condiciones públicas—, y esa previsibilidad es un activo que se subestima desde fuera OPINION. La segunda: un sistema con alta penetración renovable puede fallar por control de tensión, no por falta de energía, y la respuesta ha sido mantener potencia firme mientras se construye lo demás.

Para España que mira a México, el espejo es inverso. México depende del gas de Estados Unidos en cerca del 75 % de su oferta, como analizamos en el récord de importaciones desde Texas; España, en el 30 % de sus importaciones en 2025 y en el 44,5 % en enero de 2026 FACT. Ambos convierten seguridad de suministro en dependencia de un proveedor, y en ambos la generación firme —nuclear en un caso, ciclos combinados en el otro— es la variable que el capital debe modelar. España ha empezado a ponerle precio explícito con una fecha en el BOE; México aún no OPINION.

Esa es la tesis: Almaraz 2030 no reabre el debate nuclear; lo aplaza y, al aplazarlo, revela que la seguridad de suministro tiene precio y quién lo paga. Es materia de asesoría Madrid–México y de capital privado en energía, en la misma serie que la rotación del capital español en la generación mexicana.